Docstoc

Oil Market Report (full)

Document Sample
Oil Market Report (full) Powered By Docstoc
					                                10 September 2010


HIGHLIGHTS
 
• Benchmark crude futures trended lower during August on concerns 
  the  global  economic  recovery  will  slow  this  year  and  into  2011. 
  Persistently high global oil stocks and expectations for easing demand 
  growth weighed on prices. Benchmark crudes averaged near $77/bbl 
  in August, and also remain currently within a $75‐78/bbl range. 
 
• Global  oil  demand  is  now  projected  at  86.6 mb/d  in  2010  and 
  87.9 mb/d in 2011, suggesting increments of 1.9 mb/d and 1.3 mb/d 
  respectively.  2010  readings  are  revised  marginally  higher  based  on 
  stronger data from OECD countries. Significant downside risk persists 
  from fears that the world economic recovery could stall.  
 
• Global oil supply fell 250 kb/d to 86.8 mb/d in August, as non‐OPEC 
  output dipped to 52.4 mb/d on seasonal maintenance in Canada, the 
  UK  and  Russia.  Non‐OPEC  projections  for  2010  and  2011  are  raised 
  minimally,  to  52.6 mb/d  and  52.9 mb/d,  respectively,  although 
  Atlantic storms could yet curb autumn Gulf of Mexico supplies. 
 
• OPEC  crude  oil  supply  was  down  60 kb/d  in  August  to  29.2 mb/d. 
  The  ‘call  on  OPEC  crude  and  stock  change’  for  3Q10  is  raised  to 
  29.3 mb/d and to 28.8 mb/d for 4Q10 due to a downward revision in 
  OPEC NGLs. The 2011 ‘call’ is 29.2 mb/d, representing an increase of 
  0.3 mb/d from 2010 levels. 
 
• July OECD industry stocks rose by 19.0 mb to 2 785 mb, or 61.4 days 
  of  forward  demand  cover,  approaching  the  record  level  of  August 
  1998. Preliminary data point to a fifth consecutive monthly build, of 
  8.7 mb, in August, while oil held in floating storage fell.  
 
• Global  3Q10  refinery  crude  throughputs  are  estimated  at 
  74.7 mb/d, 0.6 mb/d above 2Q10 on a seasonal lull in maintenance. 
  Runs  could  fall  to  73.9 mb/d  in  4Q10,  in  line  with  an  expected 
  slowdown  in  oil  demand  growth.  Nonetheless,  4Q10  throughputs 
  could exceed year‐ago levels by 1.4 mb/d. 
 
 
TABLE OF CONTENTS
HIGHLIGHTS....................................................................................................................................................................................... 1

MARKETS BECALMED…FOR NOW ........................................................................................................................................... 3

DEMAND ............................................................................................................................................................................................. 4
  Summary........................................................................................................................................................................................... 4
  Global Overview ............................................................................................................................................................................ 4
  OECD ............................................................................................................................................................................................... 5
    North America .......................................................................................................................................................................... 6
    Europe ......................................................................................................................................................................................... 8
    Pacific ........................................................................................................................................................................................... 9
  Non-OECD ................................................................................................................................................................................... 10
    China .......................................................................................................................................................................................... 10
    Other Non-OECD.................................................................................................................................................................. 11

SUPPLY ................................................................................................................................................................................................ 13
  Summary......................................................................................................................................................................................... 13
  OPEC Crude Oil Supply ............................................................................................................................................................. 14
  OPEC NGLs .................................................................................................................................................................................. 16
  Non-OPEC Overview ................................................................................................................................................................. 17
  OECD ............................................................................................................................................................................................. 18
    North America ........................................................................................................................................................................ 18
        A Quiet August in the US Gulf May Prove Fleeting .................................................................................................. 19
    North Sea.................................................................................................................................................................................. 20
    Pacific ......................................................................................................................................................................................... 20
  Former Soviet Union (FSU) ....................................................................................................................................................... 21
  Other Non-OPEC........................................................................................................................................................................ 22

OECD STOCKS ................................................................................................................................................................................ 24
  Summary......................................................................................................................................................................................... 24
  OECD Inventory Position at End-July and Revisions to Preliminary Data ............................................................. 24
  Analysis of Recent OECD Industry Stock Changes .............................................................................................................. 26
    OECD North America........................................................................................................................................................... 26
    OECD Europe.......................................................................................................................................................................... 26
        Is Germany short of gasoline? ........................................................................................................................................ 27
    OECD Pacific ........................................................................................................................................................................... 28
  Recent Developments in China and Singapore Stocks ......................................................................................................... 28

PRICES ................................................................................................................................................................................................. 30
  Summary......................................................................................................................................................................................... 30
  Market Overview ......................................................................................................................................................................... 30
  Futures Markets ............................................................................................................................................................................ 32
  Spot Crude Oil Prices ................................................................................................................................................................. 33
  Spot Product Prices ..................................................................................................................................................................... 35
  Refining Margins ............................................................................................................................................................................ 37
  End-User Product Prices in August .......................................................................................................................................... 38
  Freight ............................................................................................................................................................................................. 38

REFINING ........................................................................................................................................................................................... 40
  Summary......................................................................................................................................................................................... 40
  Global Refinery Throughput ...................................................................................................................................................... 40
  OECD Refinery Throughput...................................................................................................................................................... 42
  Non-OECD Refinery Throughput ............................................................................................................................................ 44
  OECD Refinery Yields ................................................................................................................................................................ 46

TABLES................................................................................................................................................................................................ 48
 
 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                   M ARKET  O VERVIEW  




MARKETS BECALMED…FOR NOW
 
The return from summer vacation can be problematic for analysts seeking inspiration as a tight editorial 
deadline approaches. Nor is the task made easier when some components of the market are ‘treading 
water’, unchanged for several months. Crude prices have generally been range bound in a $70‐$85/bbl 
groove  since  last  October,  OPEC  production  has  been  anchored  close  to  29 mb/d  since  October,  OPEC 
spare  capacity  has  exceeded  5 mb/d  since  early‐2009  and  OECD  industry  stocks  have  been  oscillating 
around 60 days for most of the last 18 months. Seeking enlightenment through a comparative look back 
at  the  September 2009  OMR  does  not  help  much  either.  We  then  wrote  about  crude  prices  in  a 
$70‐$75/bbl  range,  collapsing  natural  gas  prices,  tentative  economic  recovery  and  intense  regulatory 
activity in commodities futures markets. It all sounds familiar, and does little to quell an impression of 
late‐summer market torpor, albeit that could easily change. 
 

Our  oil  demand  expectations  for  2010  have  been  stable  at  86.1‐86.6 mb/d  for  the  last  eleven  months. 
Demand growth of 1.9 mb/d for 2010 has also been steady over several OMRs (OECD demand now looks 
less  weak  than  previously  expected,  and  non‐OECD  demand  slightly  less  strong).  Early‐2010  saw  a 
consensus  closer  to  1.0 mb/d  for  2010  growth,  though  many  have  now  shifted  higher  as  six  months  of 
‘actual’  data  have  come  in.  Of  course,  any  impression  of  certainty  about  2010  demand,  let  alone 
expectations  for  2011,  is  illusory,  as  final  consolidated  data  can  lag  by  12‐36  months.  Weekly  data  are 
superseded by monthly data, which in turn are honed when annual revisions arrive. Data timeliness and 
accuracy  do  not  always  coincide,  with  the  possible  exception  of  pricing.  But  the  statistical  rigour  of  data 
review and improvement after the event is a force for greater accuracy, even if it causes analysts to revisit 
their perceptions on the prevailing state of the market. It will be interesting to see whether recent revisions 
to Chinese energy data back to 2005 and beyond change our own and others’ view of market dynamics. 
         $/bbl                    Crude Futures                                       OECD Total Oil Industry Stocks
                                 Front Month Close                          Days
          160                                                                           Days of Forward Demand
                                                                            63
          140                                                               61
          120                                                               59
          100                                                               57
           80                                                               55
           60                                                               53
           40                                                               51
                                                      Source: Platts
           20
                                                                            49
            0
                                                                              Jan   Mar    May    Jul   Sep    Nov     Jan
             Jul 08       Jan 09       Jul 09       Jan 10         Jul 10           Range 2005-2009        Avg 2005-2009
                          NYMEX WTI                  ICE Brent                      2009                   2010
                                                                                                    
Market bears now suggest that economic slow‐down in 2H2010 will inevitably curb demand growth and, 
although we retain a relatively optimistic base case of 4.5% GDP growth for 2010, we too see annualised 
demand  growth  easing  from  around  2.3 mb/d  in  1H10  to  1.5 mb/d  in  2H10.  We  expect  growth  to 
moderate further to 1.3 mb/d in 2011, although as noted last month, a weaker‐than‐expected economic 
outcome (of, say, 2.8% growth for GDP), could knock as much as 1.2 mb/d off 2011 absolute demand.  
 

So for the time being, nagging concerns over the robustness of economic recovery, a US gasoline season 
which ended with a whimper and questions on the durability of still‐robust non‐OECD demand growth 
are  holding  at  bay  perceived  short‐medium  term  supply  risks  (be  they  from  hurricanes,  a  Macondo‐
inspired drilling moratorium or geopolitical and domestic volatility in Iran, Iraq or Nigeria). This market 
‘stalemate’  has  nonetheless  generated  a  welcome  respite  from  the  intense  volatility  of  2007‐2009.  A 
healthy supply cushion for now means that isolated events have less power to drive prices either side of 
their current tramlines for long.  But the market is unlikely to remain this nonchalant for ever, and nor 
should we  be complacent about the continued existence of such a comfort  zone.  True, economic risks 
that are skewed to the downside could place a ceiling over prices in the next 12‐15 months. On the other 
hand, our base case suggests a market tightening  again from mid‐2011 onwards. In such an event,  we 
are  unlikely  to  have  to  trawl  back  issues  of  the  OMR  for  editorial  inspiration  in  another  year’s  time. 



10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                3 
D EMAND                                                                                  I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




DEMAND
 
Summary
• Forecast  global  oil  demand  for  2010  is  revised  up  by  50 kb/d  on  higher‐than‐anticipated  data 
  submissions for June and July, but left unchanged for 2011. The changes stem from OECD readings, 
  with the non‐OECD posting marginal downward adjustments. Global oil demand is now projected at 
  86.6 mb/d in 2010 (+2.2% or +1.9 mb/d year‐on‐year) and 87.9 mb/d in 2011 (+1.5% or  +1.3 mb/d), 
  with a continuing significant downside risk if the world economy were to stall. 
 
• Forecast  OECD  oil  demand  for  2010  and  2011  is  adjusted  up  by  60 kb/d  on  average  on  stronger‐
  than‐anticipated  data  for  North  America  and  the  Pacific.  Total  OECD  demand  is  now  estimated  at 
  45.6 mb/d in 2010 (+0.3% or +150 kb/d year‐on‐year), but should resume structural decline in 2011, 
  averaging 45.4 mb/d (‐0.5% or ‐220 kb/d versus 2010). 
 
                                               Global Oil Demand (2009-2011)
                                                       (millio n barrels per day)
                                    1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 2009        1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 2010                  1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 2011
     Africa                           3.3  3.2  3.2  3.1  3.2         3.2  3.3  3.2  3.3  3.2                   3.3  3.4   3.3  3.4  3.4
     Americas                        29.2 28.9 29.4 29.7 29.3        29.6 30.0 30.0 30.0 29.9                  29.9 30.1 30.2 30.1 30.1
     Asia/Pacific                    25.5 25.8 25.7 26.8 26.0        27.3 27.0 26.3 27.3 26.9                  27.9 27.5 26.9 27.9 27.5
     Europe                          15.6 15.0 15.2 15.1 15.2        14.9 14.9 15.2 15.1 15.0                  14.9 14.8 15.2 15.1 15.0
     FSU                              4.0  3.9  4.1  4.0  4.0         4.2  4.1  4.2  4.2  4.2                   4.3  4.2   4.3  4.3  4.3
     Middle East                      6.6  7.1  7.6  6.9  7.1         7.0  7.4  7.8  7.2  7.3                   7.3  7.7   8.1  7.5  7.7
     World                           84.2 83.9 85.1 85.7 84.7        86.1 86.6 86.8 87.0 86.6                  87.6 87.6 88.0 88.3 87.9
     Annual Chg (%)                  -3.4 -2.6 -0.6  0.9 -1.4         2.2  3.2  1.9  1.5  2.2                   1.8  1.1   1.5  1.5  1.5
     Annual Chg (mb/d)               -3.0 -2.3 -0.5  0.8 -1.2         1.9  2.7  1.6  1.3  1.9                   1.5  1.0   1.3  1.3  1.3
     Changes from last OMR (mb/d)    0.01 0.01 0.01 0.01 0.01        0.03 0.09 0.04 0.03 0.05                 -0.02 0.08 -0.06 0.02 0.00  
 
• Forecast non‐OECD oil demand for both 2010 and 2011 is revised down by 30 kb/d on average on 
  slightly  lower  readings  in  Asia  and  the  Middle  East.  Growth  is  slowing  broadly  as  anticipated,  with 
  total demand seen averaging 41.0 mb/d in 2010 (+4.4% or +1.7 mb/d year‐on‐year), and further rising 
  to 42.5 mb/d in 2011 (+3.6% or +1.5 mb/d). 
 
Global Overview
Forecast  global  oil  demand  for  2010  has  been  revised  marginally  (+50 kb/d),  reflecting  little  change  in 
fundamentals.  Uncertainty  regarding  a  ‘double‐dip’  recession  in  the  OECD  persists,  with  faltering 
readings in its largest economy, the US – yet oil demand submissions have been higher‐than‐anticipated, 
particularly in North America and the Pacific. Meanwhile, although oil demand growth in the non‐OECD 
is gently slowing down as had largely been assumed, notably in China, it has also been supported by one 
of Latin America’s periodic bouts of gasoil and residual fuel oil consumption spikes, this time on strong 
agricultural and industrial output, cold winter temperatures and natural gas shortages. 
 
                Latam: % of Global Gasoil Demand Growth                                        OMR 2010 Global Oil Demand
                                                                         m b/d
     30%                                                                                           Forecast Evolution
                                                                         87.0
     25%                                                                            Narrow f'cast
                                                                                    range in the
     20%                                                                 86.5       last 10
     15%                                                                            m onths
                                                                         86.0
     10%

      5%
                                                                         85.5
      0%

     -5%                                                                 85.0
            1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010                             Jul-09          Nov-09          Mar-10          Jul-10
                                                                                                                                                    



4                                                                                                                               10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                   D EMAND  




However, despite this uncertainty, our 2010 forecast has been remarkably – and paradoxically – stable. 
Since 4Q09, it has evolved within a 500 kb/d range (86.1‐86.6 mb/d), entailing yearly growth of roughly 
+1.7 mb/d  on  average.  Since  December,  in  particular,  the  range  has  narrowed  to  only  300 kb/d 
(86.3‐86.6 mb/d), anchored by the reporting of actual demand data and IMF economic assumptions that 
have changed marginally. By contrast, other forecasts – which initially envisaged 2010 demand growth at 
less  than  1 mb/d  –  have  been  revised  up  sharply  in  recent  months.  We  currently  project  global  oil 
demand  at  86.6 mb/d  in  2010  (+2.2%  or  +1.9 mb/d  year‐on‐year)  and  87.9 mb/d  in  2011  (+1.5%  or 
+1.3 mb/d). However, as much as this year’s forecast is bound to evolve, next year’s arguably presents an 
even  greater  downside  risk  if  the  world  economy  were  to  stall.  As  we  noted  last  month,  global  2011 
demand could be 1.2 mb/d lower than shown here were GDP growth 30% weaker. 
 
                                                 Global Oil Demand Growth 2009/2010/2011
                                                                   thousand barrels per day
                      North America
                                                                        Europe                                     FSU
                            368                                                                                     187
                                                                                                                            105
                                                                                        -66
                                                                            -196

                                   -40
                                                                                                            -230                      Asia
                                                                    -890                                                               981
                                                                                              Middle East
                                                                                                           336
                                                                                                    276                                       603
                                                                                          231                                  539
                     -879


                                  Latin America
                                         236
                                               209
                                                                              Africa
                                  -4                                                                        Global Demand Growth
                                                                                              123
                                                                                   33                                 (mb/d)
                                                                        3
                                                                                                             2009     -1.23           -1.4%
                                                                                                             2010     1.89             2.2%
                                                                                                             2011     1.27             1.5%


                                                                                                                                                                       
 
OECD
According to preliminary data, OECD inland deliveries (oil products supplied by refineries, pipelines and 
terminals)  increased  by  1.6%  year‐on‐year  in  July.  Resilient  demand  in  OECD  North  America  (which 
includes US Territories) and OECD Pacific, mostly buttressed by naphtha, gasoline and distillate demand, 
offset flat readings in OECD Europe, where weak deliveries of LPG, gasoline, fuel oil and ‘other products’ 
countered growth in other categories. 
 

         m b/d       OECD: Total Oil Product Demand                                                       OECD: Demand by Driver, Y-o-Y Chg
         53                                                                                                      Transport                          Heating
                                                                                         m b/d                   Pow er Gen.                        Other
          51                                                                                                     Total Dem .
                                                                                          1.0
          49                                                                              0.5
                                                                                            -
          47
                                                                                          (0.5)
          45                                                                              (1.0)
                                                                                          (1.5)
          43
                                                                                          (2.0)
               Jan        Apr        Jul                Oct           Jan
                                                                                          (2.5)
                     Range 2005-2009                  5-year avg
                     2009                             2010                                                2007       2008            2009      2010       2011
                                                                                                                                                                   
 
Revisions  to  June  data  were  substantial  (+360 kb/d).  They  were  driven  largely  by  North  America 
(+260 kb/d),  as  US  jet  fuel/kerosene  and  residual  fuel  oil  deliveries  turned  out  to  be  stronger  than 
suggested  by  preliminary  weekly  figures,  and  the  Pacific  (+110 kb/d),  with  changes  concentrated  in 



10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                       5 
D EMAND                                                                                     I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




Japan’s  distillates,  fuel  oil  and  ‘other  products’.  European  readings,  on  the  other  hand,  were  largely 
unchanged.  Total  OECD  demand  thus  rose  by  +1.5%  year‐on‐year  in  June,  almost  twice  as  much  as 
implied by preliminary data. Overall, demand is adjusted up by 70 kb/d in 2010 to 45.6 mb/d (+0.3% or 
+150 kb/d year‐on‐year) and by 50 kb/d in 2011 to 45.4 mb/d (‐0.5% or ‐220 kb/d year‐on‐year). 
 
                            OECD Demand based on Adjusted Preliminary Submissions - July 2010
                                                         (millio n barrels per day)
                                    Gasoline Jet/Kerosene Diesel Other Gasoil RFO                                    Other    Total Products
                                   mb/d % pa mb/d % pa mb/d % pa mb/d % pa mb/d % pa                              mb/d   % pa  mb/d % pa

     OECD North Am erica* 10.95          0.7   1.79    3.9     3.76        4.8    0.73     -4.2   0.93    25.8    5.58      1.07    23.75      2.3
       US50                9.35          1.0   1.56    3.4     3.22        4.6    0.28    -11.4   0.49    54.9    4.15       0.1    19.05      2.3
       Canada              0.76         -0.1   0.14    4.6     0.22       -3.2    0.30     19.4   0.12    47.3    0.75       5.3     2.29      5.7
       Mexico              0.78         -1.3   0.06   19.2     0.28       -1.7    0.12     -1.7   0.24    -9.2    0.63       2.9     2.12     -0.6
     OECD Europe           2.40         -2.6   1.37    3.0     4.61        0.9    1.39      4.9   1.33    -3.3    3.62      -0.2    14.72      0.2
       Germany             0.49          2.2   0.21    4.4     0.71        3.9    0.35     24.2   0.15     2.3    0.62       2.7     2.55      5.6
       United Kingdom      0.37         -3.6   0.32    1.5     0.45       -0.2    0.11      8.4   0.06    -5.5    0.33      -4.1     1.64     -1.1
       France              0.21         -6.9   0.16    0.4     0.73        0.2    0.23     10.9   0.10     9.2    0.41      -5.0     1.83     -0.3
       Italy               0.26         -5.5   0.12    7.0     0.55       -0.5    0.11      2.9   0.17   -29.3    0.39      -0.1     1.60     -4.6
       Spain               0.15         -6.7   0.13   -1.5     0.54        0.0    0.14    -14.4   0.20    -0.1    0.32      -0.2     1.47     -2.4
     OECD Pacific          1.65          5.1   0.59    8.5     1.06        5.2    0.50      9.8   0.71     0.4    2.77      -2.3     7.28      2.2
       Japan               1.07          7.6   0.32    6.2     0.41        6.8    0.38      5.3   0.38    -9.6    1.49      -2.8     4.06      1.4
       Korea               0.19          5.2   0.13   18.5     0.28        4.1    0.11     28.9   0.29    20.1    1.09      -2.4     2.09      4.3
       Australia           0.33         -0.6   0.12    4.6     0.33        1.6    0.00      0.0   0.03   -24.1    0.16       0.8     0.96      0.2
     OECD Total           15.00          0.7   3.76    4.3     9.43        2.9    2.62      3.1   2.97     5.2   11.97      -0.1    45.74      1.6
     * Including US territo ries
                                                                                                                                                          
 
North America
Preliminary data show oil product demand in North America (including US territories) rising by 2.3% year‐
on‐year in July, following a 3.2% increase in June. Growth in July was led by diesel, jet fuel/kerosene and 
residual fuel oil, while gasoline demand rose by a mild 0.7%. Though we continue to maintain a regional 
real  GDP  growth  assumption  of  +3.0%  for  2011,  recent  indicators  suggest  that  consensus  over  the 
economic outlook remains tenuous. Moderating oil demand may point to economic deceleration in 2H10 
– after four months of rising oil demand growth from January‐May, readings slowed in June and July. We 
expect 2H10 regional oil demand to grow at only 1.0% year‐on‐year, versus 2.1% in 1H10. 
 
                             OECD North America:                                              OECD NA: Demand by Driver,
        m b/d              Total Oil Product Demand                                                   Y-o-Y Chg
        27                                                                                        Transport                    Heating
                                                                                 m b/d            Pow er Gen.                  Other
         26                                                                                       Total Dem .
                                                                                  0.5
         25
                                                                                      -
         24
                                                                                 (0.5)
         23

         22                                                                      (1.0)
              Jan         Apr        Jul          Oct           Jan
                                                                                 (1.5)
                     Range 2005-2009            5-year avg
                     2009                       2010                                       2007      2008        2009        2010        2011
                                                                                                                                                      
 

Still,  June  preliminary  data  were  revised  up  by  255 kb/d,  mostly  due  to  higher‐than‐expected  jet 
fuel/kerosene  and  residual  fuel  oil  readings  in  the  US.  The  upward  revision  meant  that  regional  jet 
fuel/kerosene  demand  grew  by  5.4%  year‐on‐year  in  May‐June.  This  was  the  first  annual  rise  in 
consumption during two consecutive months since November 2007, albeit from a very low base and with 
month‐on‐month  strength  benefitting  from  volcano‐related  disruptions  in  April.  North  American  oil 
demand for 2010 is seen rising to 23.7 mb/d (+1.6% or +370 kb/d year‐on‐year and 15 kb/d higher versus 
our  last  report).  Looking  forward,  2011  oil  demand  should  fall  slightly  to  23.6 mb/d  (‐0.2%  or  ‐40 kb/d 
and  20 kb/d  higher  than  our  last  report)  with  stagnant  gasoline  consumption  and  declines  in 
petrochemical feedstocks and heating/power generation fuels outweighing growth in middle distillates. 



6                                                                                                                                   10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                      D EMAND  




Adjusted  preliminary  weekly  data  for  the  United  States  (excluding  territories)  indicate  that  inland 
deliveries – a proxy of oil product demand – grew by 1.5% year‐on‐year in August, following a 2.3% year‐
on‐year  rise  in  July.  August  data  featured  year‐on‐year  gains  in  middle  distillates  and  gasoline, 
outweighing declines in residual fuel oil and heating oil. 
 
          kb/d                 US50: Diesel Demand                                kb/d     US50: Jet Fuel & Kerosene Demand
          3,800                                                                  1,900

          3,600                                                                  1,800
                                                                                 1,700
          3,400
                                                                                 1,600
          3,200
                                                                                 1,500
          3,000                                                                  1,400
          2,800                                                                  1,300
                  Jan      Apr      Jul                  Oct       Jan                   Jan      Apr      Jul      Oct       Jan
                    Range 2005-2009                   5-year avg                           Range 2005-2009       5-year avg
                    2009                              2010                                 2009                  2010
                                                                                                                                      
 

Diesel demand grew at an estimated 10.6% in August, though high levels of diesel exports may continue 
to inflate weekly demand readings. While we assume a split of distillate between diesel and heating oil 
based  on  historical  patterns,  we  continue  to  forgo  our  normal  weekly‐to‐monthly  pre‐emptive 
adjustment  for  July  and  August  because  of  the  uncertain  magnitude  of  supplies  moving  abroad.  Still, 
given  minimal  revisions  to  June  diesel  demand  (which  grew  by  10.1%  year‐on‐year),  improved 
manufacturing and trucking indicators and depressed prior‐year readings, it is likely that revised August 
consumption  will  still  show  strong  growth.  Sustained  growth  has  also  emerged  in  jet  fuel/kerosene, 
which  grew  by  3.1%  year‐on‐year  in  August  after  rising  3.4%  in  July.  However,  August  readings  were 
characterised by sharply declining growth comparisons as the month progressed. 
 
Gasoline demand growth has petered out as the summer driving season ends. August readings suggest 
consumption grew by only 0.4% year‐on‐year, versus 1.0% in July and 1.3% in June. The latest estimates 
stem  from  weekly  data  that,  at  the  time  of  writing,  only  included  up  to  27  August,  thus  missing  end‐
month  deliveries  potentially  related  to  the  Labor  Day  holiday  weekend.  The  American  Automobile 
Association projected that holiday driving would rise by 10.3% versus 2009. However, worries about the 
impact of Hurricane Earl (which proved far less destructive than feared) may have curtailed some travel 
plans  on  the  East  Coast,  but  also  fostered  additional  stockpiling  by  retailers.  According  to  MasterCard, 
domestic gasoline sales in the week from 28 August to 3 September were lower week‐on‐week, yet up 
1.7% on a yearly basis. Thus, the precise end of the summer driving season remains ambiguous for now. 
 
          kb/d           US50: Motor Gasoline Demand                             kb/d       Mexico: Total Oil Product Demand
          9,700                                                                  2,300
          9,500                                                                  2,250
                                                                                 2,200
          9,300
                                                                                 2,150
          9,100
                                                                                 2,100
          8,900
                                                                                 2,050
          8,700                                                                  2,000
          8,500                                                                  1,950
                  Jan      Apr      Jul                  Oct       Jan                   Jan      Apr      Jul      Oct       Jan
                    Range 2005-2009                   5-year avg                           Range 2005-2009       5-year avg
                    2009                              2010                                 2009                  2010
                                                                                                                                      
 

Mexican  oil  demand  posted  its  first  year‐on‐year  contraction  in  July,  declining  0.6%,  after  ten 
consecutive  months  of  growth  and  strong  June  readings  (+7.1%).  July  data  were  downwardly  revised 
from  previous  growth  of  2.8%,  led  by  reductions  to  gasoline,  diesel  and  ‘other  products’.  While  close 



10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                        7 
D EMAND                                                                          I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




linkages to a slowing US economy may play a role, a seasonal mismatch in consumption patterns and a 
previous‐year  spike  in  ‘other  products’  demand  better  explain  the  weakness  versus  2009.  Summer  oil 
consumption typically peaks in June, as it has this year, but in 2009 the peak occurred in July, likely due 
to the still nascent  economic recovery. As such, Mexico’s June‐July average  demand growth, at +3.2%, 
may provide a better barometer of underlying consumption than looking at each month individually. 
 
Europe
July preliminary inland data show that oil product demand in Europe was broadly unchanged versus the 
same  month  of  2009  (+0.2%).  Weak  deliveries  of  LPG,  gasoline,  residual  fuel  oil  and  ‘other  products’ 
continued to offset sustained demand for distillates and, particularly, for naphtha (+10.1%). The rebound 
in jet fuel/kerosene is also noteworthy after April’s volcano disruptions, with demand now back to the 
five‐year average. 
 
                             OECD Europe:                                        OECD Europe: Demand by Driver,
        m b/d
                       Total Oil Product Demand                                            Y-o-Y Chg
        16.5                                                                           Transport                    Heating
        16.0                                                        m b/d              Pow er Gen.                  Other
                                                                                       Total Dem .
        15.5                                                        0.2
        15.0                                                          -
        14.5                                                        (0.2)
        14.0                                                        (0.4)
        13.5                                                        (0.6)
        13.0
                                                                    (0.8)
               Jan      Apr       Jul      Oct        Jan
                                                                    (1.0)
                  Range 2005-2009        5-year avg
                  2009                   2010                                   2007      2008        2009        2010        2011
                                                                                                        
 
Revisions  to  June  preliminary  demand  data  were  minimal  (‐10 kb/d),  as  stronger‐than‐expected 
deliveries of naphtha and gasoil were offset by weaker‐than‐expected readings for most other product 
categories. Overall, total OECD Europe demand is nudged up by 10 kb/d to 14.3 mb/d in 2010 (‐1.3% or 
‐180 kb/d  compared  with  the  previous  year),  and  should  decrease  to  14.2 mb/d  in  2011  (‐0.6%  or 
‐80 kb/d versus 2010, largely unchanged versus last month’s report). 
 
       m b/d        OECD Europe: Naphtha Demand                                             OECD Europe:
       1.45                                                         m b/d           Jet Fuel & Kerosene Demand
                                                                    1.5
        1.35
                                                                    1.4
        1.25
                                                                    1.3
        1.15

        1.05                                                        1.2

        0.95                                                        1.1
               Jan      Apr       Jul      Oct        Jan                 Jan        Apr        Jul               Oct            Jan
                  Range 2005-2009        5-year avg                             Range 2005-2009                 5-year avg
                  2009                   2010                                   2009                            2010
                                                                                                                     
 
As  in  the  previous  month,  Germany  provided  most  of  the  oil  demand  momentum  in  July.  German 
deliveries of naphtha and heating oil have been particularly strong, underpinned by the country’s much 
stronger‐than‐expected  economic  performance  in  2Q10  (+2.2%  versus  France’s  +0.6%).  Similarly,  the 
refilling  of  household  heating  oil  tanks  has  continued  to  boost  deliveries  (at  56%  of  capacity,  filling  is 
slightly above its five‐year average, but still below the 66% posted in July 2009). 
 




8                                                                                                                        10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                              D EMAND  




          kb/d           Germany: Naphtha Demand                                 kb/d           Germany: Heating Oil Demand
          490                                                                    850
                                                                                 750
          440                                                                    650
                                                                                 550
          390
                                                                                 450

          340                                                                    350
                                                                                 250
          290                                                                    150
                Jan         Apr       Jul               Oct        Jan                  Jan         Apr       Jul         Oct         Jan
                      Range 2005-2009                 5-year avg                              Range 2005-2009           5-year avg
                      2009                            2010                                    2009                      2010
                                                                                                                                              
 
Pacific
Preliminary data indicate that oil product demand in the Pacific rose by 2.2% year‐on‐year in July, on the 
back of buoyant distillate  readings. Korea (+4.3%) largely provided the growth impetus, with sustained 
demand  for  transportation  fuels  and  naphtha.  It  was  followed  more  distantly  by  Japan  (+1.4%).  Yet 
sluggish economic activity in Japan, fuel efficiency improvements and interfuel substitution in favour of 
natural gas and nuclear power are likely to keep a lid on regional oil demand growth. For example, the 
peak summer power demand season, which typically spans from July to September, has not entailed so 
far a surge in residual fuel oil use or direct crude burning. 
 
                                 OECD Pacific:                                                 OECD Pacific: Demand by Driver,
          m b/d
                           Total Oil Product Demand                                                       Y-o-Y Chg
          10.0                                                                                     Transport              Heating
           9.5                                                                    m b/d            Pow er Gen.            Other
                                                                                                   Total Dem .
           9.0                                                                    0.15
           8.5                                                                      -
           8.0                                                                   (0.15)
           7.5                                                                   (0.30)
           7.0                                                                   (0.45)
                 Jan      Apr       Jul                 Oct        Jan
                                                                                 (0.60)
                    Range 2005-2009                   5-year avg
                    2009                              2010                                     2007    2008      2009    2010       2011
                                                                                                              
 
June data revisions, at +110 kb/d, mostly pertained to distillates, residual fuel oil and ‘other products’. 
The  fall  in  OECD  Pacific  demand  in  June  was  thus  less  steep  (‐0.6%  year‐on‐year)  than  suggested  by 
preliminary figures (‐2.2%). Total oil product demand in 2010 is revised up slightly (+40 kb/d) to 7.6 mb/d 
(‐0.4% or ‐35 kb/d year‐on‐year) and 7.5 mb/d (‐1.3% or ‐100 kb/d compared with the previous year and 
25 kb/d more versus last month’s report). 
 
         m b/d         OECD Pacific: Naphtha Demand                              m b/d            OECD Pacific: Diesel Demand
         1.9                                                                     1.25
                                                                                 1.20
          1.8
                                                                                 1.15
          1.7                                                                    1.10
          1.6                                                                    1.05
                                                                                 1.00
          1.5
                                                                                 0.95
          1.4                                                                    0.90
                Jan        Apr        Jul               Oct        Jan                  Jan      Apr       Jul            Oct         Jan
                      Range 2005-2009                 5-year avg                           Range 2005-2009              5-year avg
                      2009                            2010                                 2009                         2010
                                                                                                                                              


10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                                9 
D EMAND                                                                                  I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




Non-OECD
China
Preliminary  data  show  that  China’s  apparent  oil  demand 
(refinery output plus net oil product imports) rose by 3.3%                                           China: Apparent Gasoil Demand
                                                                                                            January 2008 = 100
year‐on‐year  in  July.  As  expected,  demand  appears  to  be                         140
slowing  down  when  compared  with  previous  months  as                               120
the  government  tames  economic  activity.  In  addition,  oil                         100
product destocking also played a role. Guaranteed refining 
                                                                                         80
margins  (as  long  as  international  crude  prices  remain 
                                                                                         60
below  $80/bbl)  previously  spurred  inventory  builds, 
                                                                                         40
notably  regarding  gasoil,  based  upon  partial  stock  data 
                                                                                          Jan/08 Jul/08 Jan/09 Jul/09 Jan/10
from various sources. Finally, baseline effects also tend to                                  OMR Dem and
distort the picture, as demand picked up sharply in 2H09 –                                    Adjusted for OGP/Xinhua Stock Changes
                                                                                              Adjusted for JODI Stock Changes
suggesting,  ceteris  paribus,  that  underlying  growth  rates 
for 2H10 might be expected to tail off somewhat. 
 
        kb/d             China: Naphtha Demand                           kb/d              China: Other Products Demand
        1,300                                                            2,000
        1,200                                                            1,800
        1,100
                                                                         1,600
        1,000
                                                                         1,400
            900
                                                                         1,200
            800
            700                                                          1,000
            600                                                            800
                  Jan      Apr      Jul        Oct         Jan                      Jan      Apr      Jul                     Oct           Jan
                    Range 2005-2009         5-year avg                                Range 2005-2009                      5-year avg
                    2009                    2010                                      2009                                 2010
                                                                                                            
 
July  oil  demand  growth  was  essentially  driven  by  LPG  (+9.1%),  naphtha  (+24.5%,  despite  concerns  of 
dwindling  plastics  needs  and  ample  polyethylene  stocks),  and  by  ‘other  products’  (+10.2%).  Looking 
ahead, the forecast remains largely unchanged, despite recent announcements that the government will 
shut down some 2,000 energy‐inefficient factories across the country over the next few months. These 
closures  are  likely  to  affect  mostly  very  small  enterprises,  notably  in  the  cement,  paper  and  iron 
industries, which may not be accounted for in official statistics. Moreover, such firms provide local jobs, 
a key consideration amid an economic slowdown, suggesting there could be some lag in attaining such a 
target. Thus, total Chinese oil demand is expected to average 9.1 mb/d in 2010 (+9.0% year‐on‐year) and 
9.5 mb/d in 2011 (+4.3%), although the prognosis is likely to be revised in the months ahead. 
 
                                                China: Demand by Product
                                                      (tho usand barrels per day)
                                                         D e m a nd                  A nnua l C hg ( k b/ d)   A nnua l C hg ( %)
                                              2009         2010        2011             2010        2011         2010       2011
                      LPG & Ethane             739          722          700              -17         -22          -2.4       -3.0
                      Naphtha                  952        1,209       1,290               257          81         27.0         6.7
                      Motor Gasoline          1,507       1,543       1,617                36          75          2.4         4.9
                      Jet Fuel & Kerosene      335          373          404               38          31         11.5         8.4
                      Gas/Diesel Oil          2,697       2,958       3,113               260         155          9.7         5.2
                      Residual Fuel Oil        580          491          433              -89         -57        -15.4      -11.7
                      Other Products          1,560       1,832       1,962               272         131         17.4         7.1
                      Total Products          8,369       9,126       9,520               757         394          9.0         4.3  
 




10                                                                                                                                   10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                             D EMAND  




Other Non-OECD
                                                                                                  kb/d            India: Total Oil Product Demand
India’s  oil  product  sales  –  a  proxy  of  demand  –  rose  by 
                                                                                                  3,600
2.2%  year‐on‐year  in  July,  supported  by  strong  readings 
                                                                                                  3,400
for  LPG,  gasoline  and  gasoil  (+7.4%,  +14.9%  and  +5.7%, 
                                                                                                  3,200
respectively).  In  particular,  with  car  sales  rising  by  38% 
year‐on‐year  in  July  after  30%  growth  in  June,  gasoline                                   3,000
demand remains strong.                                                                            2,800
                                                                                                  2,600
Of the three fuels, only the pace of gasoil growth slowed,                                        2,400
since  heavier  monsoon  rains  and  fewer  power  outages                                                Jan      Apr      Jul                      Oct       Jan
reduced gasoil demand from farming and industry.                                                            Range 2005-2009                       5-year avg
                                                                                                            2009                                  2010
 
                                                             India: Demand by Product
                                                                    (tho usand barrels per day)
                                                                    D e m a nd                    A nnua l C hg ( k b/ d)   A nnua l C hg ( %)
                                                          2009         2010          2011            2010        2011         2010       2011
                       LPG & Ethane                        407            439          466              31          27          7.7         6.2
                       Naphtha                             319            277          237             -43         -39        -13.3      -14.2
                       Motor Gasoline                      305            338          367              33          28         10.8         8.4
                       Jet Fuel & Kerosene                 294            297          298                3           2         0.9         0.7
                       Gas/Diesel Oil                    1,167        1,262         1,350               95          88          8.1         7.0
                       Residual Fuel Oil                   407            381          368             -26         -13          -6.3       -3.5
                       Other Products                      361            351          360             -11            9         -2.9        2.6
                       Total Products                    3,261        3,343         3,446          3.1  83         102          2.5
 
According  to  JODI  submissions,  gasoline  demand  in  Iraq  has  skyrocketed  this  year,  averaging  roughly 
130 kb/d in 2Q10 (+35.5% year‐on‐year), equivalent to almost a fifth of the country’s total oil demand. 
Although  rising  consumption  reflects  a  gradual  return  to  normality  after  nearly  seven  years  of  military 
occupation,  other  factors  also  help  explain  this  surge.  On  the  one  hand,  a  heat  wave  has  boosted 
electricity needs (both for air conditioning and refrigeration), with daily temperatures hovering around 
50°C  in  August.  Much  of  Iraq’s  electricity  is  still  produced  by  private  generators,  mostly  of  which  are 
reportedly run on gasoline, rather than gasoil. On the other hand, significant  volumes of Iraqi gasoline 
are  reportedly  smuggled  into  Iran,  which  has  found  it  increasingly  hard  to  import  gasoline  given 
prevailing international sanctions. 
 
         kb/d            Iraq: Total Oil Product Demand                               kb/d                    Iraq: Motor Gasoline Demand
         780                                                                          130

          740                                                                          120

                                                                                       110
          700
                                                                                       100
          660
                                                                                        90
          620
                                                                                        80
          580                                                                                          1Q           2Q               3Q             4Q
                      2007          2008           2009            2010                      2007                2008              2009             2010
                                                                                                        
 
Cold weather in Argentina during July and August, which prompted government rationing of natural gas 
deliveries for industry and power generation, has continued to boost oil demand. In July, residual fuel oil 
consumption  spiked,  increasing  over  40%  year‐on‐year,  while  gasoil  demand  (up  11.9%  year‐on‐year) 
continued to post strong readings. Some manufacturing firms reportedly started importing gas‐derived 
raw materials, owing to low operating rates for the petrochemical industry. Still, the downside effect on 




10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                                               11 
D EMAND                                                                   I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




LPG/ethane  demand  has  been  marginal  –  the  bulk  of  consumption  goes  to  home  usage  (e.g. 
cooking/heating) and, by most accounts, residential users have remained well supplied. 
 
        kb/d             Argentina: Gasoil Demand            kb/d    Argentina: Residual Fuel Oil Demand
        250                                                  120
        240
                                                             100
        230
        220                                                   80
        210                                                   60
        200
                                                              40
        190
        180                                                   20
              Jan         Apr       Jul     Oct        Jan         Jan         Apr       Jul               Oct            Jan
                    Range 2005-2009       5-year avg                     Range 2005-2009                 5-year avg
                    2009                  2010                           2009                            2010
                                                                                                             
 
At the same time, the government has begun enforcing a law to restrict gasoline and diesel price rises at 
the  pump.  Service  stations  have  reportedly  rolled  prices  back  to  31  July  levels  and  government 
inspectors  have  threatened  fines  and  refinery  closures  if  they  believe  ample  supplies  are  not  being 
provided  to  the  market.  Overall,  we  have  revised  up  Argentina’s  oil  demand  estimates  by  10 kb/d  for 
2010, with expected annual growth of 65 kb/d (+10.3%). In 2011, the demand increase is expected to be 
less  robust,  at  20 kb/d  (+2.9%),  with  slower  economic  growth,  but  with  potential  upside  should 
challenging winter weather and gas market conditions return. 




12                                                                                                               10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                    S UPPLY  




SUPPLY
 
Summary
• Global  oil  supply  fell  by  250 kb/d  month‐on‐month  to  86.8 mb/d  in  August,  largely  on  lower  non‐
  OPEC output. Year‐on‐year, global output is up by 2.0 mb/d, around half of which stems from higher 
  non‐OPEC, a quarter from OPEC NGLs and a fifth from OPEC crude production. 
   
• Non‐OPEC  supply  dipped  by  0.2 mb/d  to  52.4 mb/d  in  August  due  to  seasonal  maintenance  in 
  Canada, the UK and Russia. Despite stronger recent US and Canadian production, and an absence of 
  hurricane‐related shut‐ins in August, the forecasts for 2010 and 2011 were only raised minimally, to 
  52.6 mb/d  and  52.9 mb/d  respectively.  US  Gulf  of  Mexico  weather  remains  unstable  though,  with 
  numerous storms forming in the Atlantic.  
   
• BP and the US authorities reported that the Macondo well had been secured in September. With a 
  debate  over  the  causes  and  prospective  regulatory  improvements  still  underway,  we  maintain  last 
  month’s  assessment  that  60 kb/d  and  100 kb/d  of  US  Gulf  of  Mexico  oil  production  will  be  ‘lost’  in 
  2010 and 2011 respectively due to delays in drilling. So far, we see little impact in other countries with 
  offshore production. 
    
• OPEC crude oil supply was marginally lower in August, down 60 kb/d to 29.2 mb/d. Production from 
  the 11 members with output targets, which excludes Iraq, averaged 26.8 mb/d last month, unchanged 
  from July levels. Lower output by the UAE and Nigeria was offset by higher production from Angola 
  and Iran. 
 
• The  ‘call  on  OPEC  crude  and  stock  change’  for  3Q10  is  raised  by  100 kb/d,  to  29.3 mb/d  and  by 
  200 kb/d  to  28.8 mb/d  for  4Q10  due  to  a  downward  revision  in  OPEC  NGLs.  For  2011  the  call  is 
  forecast at 29.2 mb/d, up 300 kb/d over 2010 levels. OPEC effective spare capacity in August stood at 
  5.56 mb/d. 
         m b/d       OPEC and Non-OPEC Oil Supply                  m b/d   OPEC and Non-OPEC Oil Supply
                             Year-on-Year Change                             (OPEC Current Membership)
          4                                                        60                                        30
          3                                                        58
          2                                                                                                  29
                                                                   56
          1                                                                                                  29
                                                                   54
          0
         -1                                                        52                                        28
         -2                                                        50
                                                                                                             28
         -3                                                        48
         -4                                                        46                                        27
          May 09 Aug 09 Nov 09 Feb 10 May 10 Aug 10                 Aug 09 Feb 10 Aug 10 Feb 11 Aug 11
                   OPEC Crude         Non-OPEC                           Non-OPEC             OPEC NGLs
                   OPEC NGLs          Total Supply                       OPEC Crude - RS
                                                                                                                
All  world  oil  supply  data  for  August  discussed  in  this  report  are  IEA  estimates.  Estimates  for  OPEC 
countries, Alaska, Indonesia and Russia are supported by preliminary August supply data. 
 
Note:    Random  events  present  downside  risk  to  the  non‐OPEC  production  forecast  contained  in  this  report. 
These events can include accidents, unplanned or unannounced maintenance, technical problems, labour strikes, 
political unrest, guerrilla activity, wars and weather‐related supply losses. Specific allowance has been made in 
the  forecast  for  scheduled  maintenance  in  all  regions  and  for  typical  seasonal  supply  outages  (including 
hurricane‐related stoppages) in North America. In addition, from July 2007, a nationally allocated (but not field‐
specific) reliability adjustment has also been applied for the non‐OPEC forecast to reflect a historical tendency 
for unexpected events to reduce actual supply compared with the initial forecast. This totals ‒410 kb/d for non‐
OPEC as a whole, with downward adjustments focused in the OECD. 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                   13 
S UPPLY                                                                                        I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




OPEC Crude Oil Supply
OPEC crude oil supply was marginally lower in August, down by 60 kb/d to 29.15 mb/d. Production from 
the 11 members with output targets, which excludes Iraq, averaged 26.83 mb/d last month, unchanged 
from  July  levels.  Lower  output  by  the  UAE  and  Nigeria  was  offset  by  higher  production  from  Angola 
and Iran. 
 
Relative  to  targeted  production  cuts,  compliance  rates  were  unchanged  at  53%  last  month.  The  July‐
August  rates  are  slightly  weaker  than  the  55‐58%  rates  seen  in  1H10.  The  group  is  now  pumping 
1.99 mb/d  above  the  implied  24.845 mb/d  collective  target.  OPEC’s  next  ministerial  meeting  to  review 
the market outlook and production levels will take place on 14 October in Vienna.  
 
The ‘call on OPEC crude and stock change’ for 3Q10 is raised by 100 kb/d, to 29.3 mb/d and by 200 kb/d 
to 28.8 mb/d for 4Q10 due to a downward revision in OPEC NGLs and slightly higher demand. For 2011 
the  call  is  forecast  at  29.2 mb/d,  up  300 kb/d  over  2010  levels.  Effective  spare  capacity  stands  at 
5.56 mb/d. 
            m b/d            OPEC Crude Oil Production                                         Quarterly Call on OPEC Crude +
            33                                                                     m b/d               Stock Change
            32                                                                     30
                                                                                   29
            31
                                                                                   28
            30
                                                                                   27
            29
                                                                                   26
            28
                                                                                   25
            27
                                                                                   24
                 Jan     Mar       May       Jul      Sep      Nov       Jan
                                                                                            1Q             2Q              3Q             4Q
                             2007                             2008
                                                                                               2009             2 0 10           2 0 11
                             2009                             2 0 10
            Entire series based o n OP EC Co mpo sitio n as o f January 2009       Entire series based o n OP EC Co mpo sitio n as o f January 2009
             o nwards (including A ngo la & Ecuado r & excluding Indo nesia)        o nwards (including A ngo la & Ecuado r & excluding Indo nesia)
                                                                                                                                                       
Iraqi production has been faltering since the beginning of the year due to increased militant activity and 
operational problems. Iraqi August supply was down by 60 kb/d, to 2.32 mb/d, largely on lower supplies 
of Kirkuk from the north. It also stood some 180 kb/d below year‐ago levels, when output appeared to 
be hitting a steady 2.5 mb/d. Since then, operational and technical problems in the south have reduced 
output there and volumes seem unlikely to pick up anytime soon. Iraq is now expecting production in the 
southern region to rise by some 600 kb/d by the end of 2011 given new targets agreed with joint venture 
partners.  However,  the  ongoing  political  stalemate  following  the  March  2010  elections,  coupled  with 
logistical  and  bureaucratic  problems,  will  likely  cause  delays  in  reaching  that  target  level.  Indeed,  such 
considerations played into our MTOGM projection of a net increase of ‘only’ 1.0 mb/d in Iraqi production 
capacity by 2015.  
 
August  exports  were  estimated  at  1.77 mb/d  compared  with  1.83 mb/d  in  July.  Northern  exports  of 
Kirkuk crude fell to just 320 kb/d in August, compared with 375 kb/d in July. Pipelines carrying oil to the 
Ceyhan  terminal  on  the  Mediterranean  were  attacked  three  times  in  August.  Repeated  attacks  and 
technical problems on infrastructure along the northern export corridor are behind the steady erosion in 
exports of Kirkuk crude since the beginning of the year. Exports in August are 30% lower than the 2010 
high of 465 kb/d posted in January. 
 
Southern  exports  of  Basrah  crudes  were  off  slightly,  by  5 kb/d  to  1.44 mb/d  in  August.  State  marketer 
SOMO cut allocations of Basrah Light to Asian term buyers for September, reportedly due to production 
problems at the southern fields. 
 



14                                                                                                                                    10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                    S UPPLY  




Saudi  Arabia’s  production  was  assessed  at              kb/d    Saudi Implied Crude Oil Direct Burn
8.28 mb/d, unchanged from July levels. Production           800
is around 200 kb/d above the country’s target level         700
but  latest  JODI  data  indicate  the  higher  output  is  600
being  allocated  for  domestic  use  as  crude  oil  for   500
direct  burn  to  meet  increased  power  demand            400
during  the  peak  summer  months.  The  implied            300
crude  burn  rate  in  June  and  July  was  just  shy  of  200
680 kb/d,  about  17%  higher  than  the  second‐           100
quarter  average  of  583 kb/d  and,  perhaps  more           0
revealingly,  more  than  double  the  rate  of  around        Jan-08 Jul-08 Jan-09 Jul-09 Jan-10 Jul-10
300 kb/d  seen  in  summer  2008.  Year‐to‐date 
through July, implied crude oil direct burn has averaged 470 kb/d, slightly higher than the 2009 average 
of 435 kb/d. If recent history is a guide, crude oil for direct burn likely increased further in August and 
will again also in September. In addition, this year Ramadan fell largely in August, which should translate 
into higher power demand for electricity and cooling. As a result, August demand for direct burn crude 
may prove to have been higher than even the peak 765 kb/d reached in August 2009. 
 
Iranian crude oil output was up by an estimated 20 kb/d, to 3.7 mb/d in August. The volume of Iranian 
crude and condensate  held in floating  storage appears to have declined at end‐August, with estimates 
showing  a  drawdown  of  10‐15 mb,  to  30‐35 mb.  However,  Iranian  floating  storage  levels  may  increase 
again  as  new  sanctions  have  the  unintended  consequence  of  squeezing  crude  buyers.  Market  reports 
have  suggested  that  new  sanctions  imposed  this  summer  on  Iran  by  the  UN,  the  US,  European  Union 
and,  more  recently,  Japan  and  South  Korea  target  the  country’s  gasoline  suppliers,  bankers  and  other 
financial  institutions  but  specifically  exclude  crude  oil  sales.  Nonetheless,  the  tougher,  wide‐ranging 
sanctions  on  financial  activities  have  indirectly  made  it  more  difficult  for  traders  to  secure  letters  of 
credit for their crude purchases.  
 
In addition, shipping and insurance companies are increasingly unwilling to do business with Iran so as 
not  to  violate  new  US  sanctions.  On  16  August,  the  US  Treasury  Department  issued  new  regulations 
affecting  US  and  foreign  financial  institutions  that  restrict  business  activities  with  Iranian  companies, 
including  the  country’s  central  bank  and  powerful  Revolutionary  Guard.  Lloyd's  of  London,  as  well  as 
other insurers, have opted not to insure or reinsure petroleum shipments going into Iran in a move to 
comply with  stricter sanctions. Meanwhile, international shipping associations have adopted clauses in 
their  contracts  allowing  a  ship  owner  to  refuse  a  petroleum  trade  to  Iran.  Market  reports  emerged  in 
August  suggesting  Iran  was  having  problems  finding  buyers  for  its  crude,  even  though  exports  are  not 
directly affected by sanctions. 
 
Aside from Iran, Angola was the only other member country to increase supplies in August. Angola crude 
output edged higher last month following the end of maintenance work. Production rose by 50 kb/d to 
1.79 mb/d. Output at Total’s Girassol operations was gradually being restored after a technical problem 
forced the company on 13 July to declare force majeure on exports. 
 
Nigerian  production  averaged  2.14 mb/d  in  August,  off  a  marginal  20 kb/d  due  to  sabotage.  Shell 
declared force majeure on 16 August following damage to a pipeline from the Cawthorne Channel field, 
which feeds into the Bonny Light system. 
 
Nonetheless, Nigerian output remains well above year‐ago levels as companies make inroads in repairing 
damaged infrastructure. Shell has steadily increased long shut‐in production at its Forcados and EA fields 
this year. A three‐month‐old force majeure on Qua Iboe supplies ended early in the month. ExxonMobil 
declared force majeure on 12 May after discovering a leak at one of its crude oil pipelines connected to 
its  Qua  Iboe  export  terminal,  but  now  plans  are  afoot  to  raise  capacity  from  260 kb/d  in  August  to 
400 kb/d in October. The Shell/Nigerian joint venture partnership reported it is close to launching a new 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                   15 
S UPPLY                                                                                                  I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




$1.1 billion  pipeline  to  the  Bonny  export  terminal.  The  new  97‐kilometre  Nembe  Creek  Trunkline  will 
have  a  capacity  to  transport  600 kb/d  from  14  flow  stations  in  the  Niger  Delta  to  the  Bonny  export 
terminal in Rivers State. 
 
Despite the steady progress this year in restoring shut‐in production, growing discontent among former 
rebels over the lack of progress with the government’s amnesty programme  threatens to  ignite a  new 
round  of  violence.  The  country  is  grappling  with  a  myriad  of  critical  issues,  not  least  because  the 
government  decided  in  early  September  to  move  forward  elections.  Nigerian  officials  announced  on 
7 September that the country will hold its presidential election on 22 January. However, if past elections 
are a guide, many expect an increase in violence in the run‐up to the January polls. Critically, President 
Goodluck Jonathan, who is from the volatile southern Niger Delta region, has indicated he intends to run 
for the presidency but has not yet made a formal announcement. Traditionally, the presidency rotates 
between the Muslim north and Christian south every two terms, so technically the next president should 
still be a northerner since former president Yar’Adua only served half of his first term before his death 
earlier this year. Observers also fear that if Jonathan ran but lost the election, the ceasefire agreement 
would unravel and oil infrastructure would once again be vulnerable to militant attacks. 
 
                                                                    OPEC Crude Production
                                                                             (million barrels per day)
                                                                                          Sustainable    Spare Capacity
                                  Jun 2010            Jul 2010           Aug 2010                                             OPEC      Percent Compliance
                                                                                          Production      vs Aug 2010
                                   Supply              Supply             Supply                     1                      Target Cuts with Volume Cuts
                                                                                           Capacity          Supply

      Algeria                           1.25                1.26              1.26              1.38           0.12              0.200                  55%

      Angola                            1.78                1.74              1.79              2.00           0.21              0.244                   0%

      Ecuador                           0.45                0.46              0.46              0.48           0.02              0.067                  57%

      Iran                              3.75                3.68              3.70              3.96           0.26              0.562                  20%
               2                        2.31                2.30              2.30              2.58           0.28              0.374                  83%
      Kuwait
      Libya                             1.58                1.56              1.56              1.70           0.14              0.252                  56%
                3                       1.98                2.16              2.14              2.25           0.11              0.319                   0%
      Nigeria
      Qatar                             0.78                0.80              0.79              1.00           0.21              0.122                  57%

      Saudi Arabia2                     8.25                8.28              8.28             12.20           3.92              1.318                  89%

      UAE                               2.29                2.36              2.32              2.72           0.40              0.379                  87%

      Venezuela4                        2.23                2.23              2.23              2.45           0.22              0.364                  38%

          OPEC-11                     26.65                26.83            26.83              32.72           5.89              4.201                  53%
      Iraq                              2.35                2.38              2.32              2.50           0.18

      Total OPEC                      29.00                29.21            29.15              35.22           6.07

      (excluding Iraq, Nigeria, Venezuela                                                                     5.56)
      1   Capacity levels can be reached within 30 days and sustained for 90 days.
      2   Includes half of Neutral Zone production.
      3   Nigeria current capacity estimate excludes some 0.5 mb/d of shut-in capacity.
      4   Includes upgraded Orinoco extra-heavy oil assumed at 460 kb/d in August.                                                                                  
 
OPEC NGLs
OPEC NGL supplies were revised down for second‐half 2010 and 2011 due to delayed project start‐ups in 
the UAE. Total OPEC NGLs were lowered on average by 150 kb/d to 5.3 mb/d for 2H10 and down by an 
average 100 kb/d, to 5.8 mb/d for 2011. 
 
NGL supply from the UAE is now forecast to increase by 200 kb/d year‐on‐year in 2011. The third phase 
of  the  onshore  Habshan  Gas  Complex  (OGD‐3)  started  production  about  a  month  ago,  but  it  has 
encountered  technical  glitches,  which  are  being  resolved.  The  second  phase  Asab  gas  development 
(AGD‐2) project is in the commissioning phase, with production expected to start in the next one to two 
months  compared  with  an  earlier  planned  start  date  of  April.  Condensate  production  from  the  new 
plants at Habshan and Asab is estimated at 40 kb/d and 20 kb/d, respectively, by end year. Asab’s total 
peak capacity of 80 kb/d and Habshan’s at 180 kb/d are spilt evenly between NGLs and condensate. 




16                                                                                                                                              10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                    S UPPLY  




Non-OPEC Overview
Non‐OPEC supply dipped by 0.2 mb/d to 52.4 mb/d in August due to seasonal maintenance in Canada, 
the UK and at Russia’s Sakhalin 1 project. Revisions to the outlook are minimal this month, with 2010 and 
2011 production forecasts upped by 25 kb/d and 45 kb/d respectively, while previous years’ levels were 
trimmed  by  an  average  25 kb/d  due  to  a  lower  Brazil  fuel  ethanol  baseline.  The  marginally  stronger 
forecasts for 2010 and 2011 were largely due to better‐than‐expected recent US and Canadian output, 
and  an  absence  of  hurricane‐related  shut‐ins  in  the  US  Gulf  of  Mexico  in  August.  In  Norway,  June 
seasonal  maintenance  –  while  heavy  –  was  still  slightly  lower  than  expected.  Total  non‐OPEC  supply  is 
now forecast to average 52.6 mb/d in 2010, rising to 52.9 mb/d in 2011, annual increments of 0.9 mb/d 
and 0.4 mb/d respectively.  
 
         mb/d                 Total Non-OPEC Supply                           mb/d     Total Non-OPEC Supply,y-o-y chg
                                                                              1.4
          53.5
                                                                               1.2
          52.5                                                                 1.0
          51.5                                                                 0.8
                                                                               0.6
          50.5
                                                                               0.4
          49.5                                                                 0.2
          48.5                                                                 0.0
                  Jan      Mar     May       Jul      Sep     Nov   Jan       -0.2
                       2008                               2009                -0.4
                       2010                               2010 forecast              1996   1999   2002   2005   2008      2011
                       2011 forecast                                                                          
 
Global biofuels supply is revised down by 10 kb/d for 2009 and by an average of 25 kb/d historically for 
the duration  of the series on a re‐appraisal of annual Brazilian ethanol production. Intra‐year revisions 
were  minimal,  though  an  ongoing  evaluation  of  production  seasonality  within  the  Brazilian  series  will 
likely yield future adjustments to historical data. Ethanol output for 2010 and 2011 has been trimmed as 
a  result  of  the  re‐evaluation  and  somewhat  diminished  expectations  for  Brazilian  growth.  As  a  result 
global biofuels supply is expected to grow by 245 kb/d to 1.8 mb/d in 2010 and by 185 kb/d to 2.0 mb/d 
next year. Still, biofuels represent a significant contribution to total short‐term non‐OPEC supply growth, 
together with Canadian oil sands and crude oil from Brazil, Colombia, China and the FSU. 
 
         mb/d               Global Biofuels Supply                            mb/d      Non-OPEC Supply - Yearly Change
         2.1                                                                   1.5
         2.0
                                                                               1.2
         1.9
         1.8                                                                   0.9
         1.7                                                                   0.6
         1.6
                                                                               0.3
         1.5
         1.4                                                                   0.0
         1.3                                                                  -0.3
                 Jan      Mar      May      Jul      Sep      Nov   Jan              1Q10      3Q10      1Q11       3Q11
                       2008                               2009                          Crude                 NGL
                       2010                               2010 forecast                 Processing Gains      Non-conv
                       2011 forecast                                                    Global Biofuels        
                                                                                                              Total
 
Supply  growth  for  2010/2011  as  a  whole  is  heavily  weighted  towards  the  first  two  quarters  of  2010, 
when  incremental  output  averaged  1.2 mb/d  year‐on‐year.  Subsequent  quarters  see  that  figure  dip  to 
0.4 mb/d  on  average.  Partly  this  is  related  to  anticipated  lower  US  Gulf  of  Mexico  supply,  where  we 
maintain  our  forecast  60 kb/d  and  100 kb/d  curbs  to  production  in  2010  and  2011  respectively  due  to 
drilling delays following the Macondo disaster. In addition, production estimates for the latter half of the 
year  contain  a  downward  adjustment  for  hurricane  shut‐ins.  Following  actual  25 kb/d  and  105 kb/d 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                   17 
S UPPLY                                                                                                 I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




shortfalls in June and July this year due to precautionary storm shut‐ins, we currently carry a downward 
adjustment  of  500 kb/d  for  September  –  historically  the  most  heavily  affected  month  of  the  season  – 
which tails off thereafter.  
 
Elsewhere, we see growth in Russia slowing, as incremental greenfield output is reduced – our current 
forecast  sees  Russian  oil  supply  plateauing  in  4Q10.  Chinese  output  growth  is  also  set  to  peter  out  in 
1Q11  and  production  will  decline  thereafter,  as  a  raft  of  new,  mainly  offshore,  fields  reaches  peak 
capacity.  Lastly,  biofuels  growth  is  also  anticipated  to  slow.  Any  forecast  is  subject  to  revision  when 
actual data becomes available, but it is worth emphasising again that were there no significant hurricane 
impact for the rest of the year, this would add 0.2 mb/d to global supply for both 3Q10 and 4Q10. 
 
                                                                  Non-OPEC Supply
                                                                    (millio n barrels per day)
                                     1Q09   2Q09   3Q09    4Q09    2009      1Q10       2Q10       3Q10       4Q10    2010    1Q11    2Q11     3Q11    4Q11       2011
    North America                    13.5   13.5   13.7    13.8    13.6      13.9       14.1       13.6       13.6    13.8    13.8    13.6     13.5    13.6       13.6
    Europe                            4.9    4.5    4.2     4.5     4.5        4.5        4.2          4.1     4.3     4.3     4.3     4.0      3.9     4.1        4.1
    Pacific                           0.7    0.6    0.7     0.6     0.6        0.6        0.6          0.7     0.7     0.7     0.7     0.7      0.7     0.7        0.7
    Total OECD                       19.0   18.6   18.6    18.9    18.8      19.1       18.9       18.4       18.6    18.7    18.7    18.2     18.1    18.4       18.4
    Former USSR                      13.0   13.3   13.4    13.5    13.3      13.5       13.5       13.6       13.8    13.6    13.8    13.8     13.6    13.9       13.8
    Europe                            0.1    0.1    0.1     0.1     0.1        0.1        0.1          0.1     0.1     0.1     0.1     0.1      0.1     0.1        0.1
    China                             3.8    3.9    3.9     3.9     3.9        4.0        4.1          4.1     4.1     4.1     4.1     4.0      4.0     4.0        4.0
    Other Asia                        3.6    3.6    3.6     3.6     3.6        3.6        3.6          3.6     3.6     3.6     3.6     3.6      3.6     3.6        3.6
    Latin America                     3.8    3.9    3.9     4.0     3.9        4.0        4.1          4.1     4.2     4.1     4.3     4.4      4.5     4.5        4.4
    Middle East                       1.7    1.7    1.7     1.7     1.7        1.7        1.7          1.7     1.7     1.7     1.7     1.7      1.7     1.7        1.7
    Africa                            2.6    2.6    2.6     2.6     2.6        2.6        2.6          2.6     2.6     2.6     2.6     2.6      2.6     2.6        2.6
    Total Non-OECD                   28.7   29.0   29.2    29.4    29.0      29.6       29.8       29.9       30.2    29.9    30.4    30.3     30.3    30.5       30.4
    Processing Gains                  2.3    2.3    2.3     2.3     2.3        2.2        2.2          2.2     2.2     2.2     2.2     2.2      2.2     2.2        2.2
    Global Biofuels                   1.5    1.5    1.6     1.7     1.6        1.8        1.8          1.8     1.8     1.8     2.0     2.0      2.0     2.0        2.0
    Total Non-OPEC                   51.5   51.3   51.7    52.3    51.7      52.7       52.6       52.2       52.8    52.6    53.3    52.8     52.6    53.1       52.9
    Annual Chg (mb/d)                 0.2    0.3    1.4     1.4     0.8        1.2        1.3          0.5     0.6     0.9     0.6     0.1      0.4     0.3        0.4
    Changes from last OMR (mb/d)      0.0    0.0    0.0     0.0     0.0        0.0        0.0          0.0     0.0     0.0     0.0     0.0      0.0     0.1        0.0    
 
OECD
North America
US  –  August  Alaska  actual,  others  estimated:    US  oil  production  in  August  is  now  assessed  flat  at 
7.8 mb/d  compared  to  July,  after  the  month  passed  without  any  hurricane‐related  shut‐ins  and  on 
stronger‐than‐anticipated  preliminary  data.  Recent,  higher,  production  levels  for  a  handful  of  Other 
Lower‐48  states,  have  been  carried  forward,  notably  for  North  Dakota,  where  liquids  output  from  the 
Bakken Shale boosted total state oil production to over 300 kb/d in June, up from around 200 kb/d one 
year earlier. At the same time, NGL production in June was slightly weaker. Total US oil supply for both 
2010  and  2011  is  adjusted  up  by  around  90 kb/d,  and  is  now  forecast  to  average  7.6 mb/d  in  2010, 
dipping slightly to 7.5 mb/d in 2011. 
 
              mb/d               US Total Oil Supply                                 mb/d                      Canada Total Oil Supply
              8.0                                                                    3.6

              7.5                                                                    3.5
                                                                                     3.4
              7.0
                                                                                     3.3
              6.5
                                                                                     3.2
              6.0                                                                    3.1
              5.5                                                                    3.0
                      Jan     Mar    May     Jul    Sep      Nov      Jan                        Jan         Mar     May     Jul     Sep       Nov      Jan
                            2008                          2009                                         2008                               2009
                            2010                          2010 forecast                                2010                               2010 forecast
                            2011 forecast                                                              2011 forecast                                           



18                                                                                                                                             10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                               S UPPLY  




 
    A Quiet August in the US Gulf May Prove Fleeting
    On 4 September, BP and the US authorities declared closure in the battle to secure the damaged Macondo 
    well that had spewed an estimated 5 mb of oil into surrounding waters since the Deepwater Horizon drilling 
    rig exploded in late April. The well is now capped and cemented, its blowout preventer has been replaced, 
    and it is now merely an additional safety measure to intercept the original borehole via a nearby relief well – 
    expected in coming weeks. A sigh of relief is in order, even though the damaged well has not leaked oil since 
    mid‐July, when BP succeeded in placing a containment cap on top of it, halting the flow (see Macondo: The 
    Beginning of the End? in OMR dated 11 August 2010). 
    Meanwhile,  investigations  into  the  precise  causes  of  the  Macondo  disaster  rumble  on.  A  final  analysis  of 
    causes and remedies will only be possible when all results are released, now expected in late October (BP 
    published its own version on 8 September). The findings will be crucial to determine how safety regulations 
    may be tightened, and will therefore have a bearing on the pace of future offshore oil development in the 
    US and elsewhere. We currently maintain our assumption, as highlighted in last month’s report, that 60 kb/d 
    and  100 kb/d  will  be  ‘lost’  to  2010  and  2011  US  crude  oil  production  respectively,  due  to  drilling  delays 
    largely  caused  by  the  deepwater 
    drilling  moratorium,  expected  to 
    remain  in  place  until  end‐November. 
    Currently,  while  other  countries  with 
    offshore  production  are  generally 
    taking a wait‐and‐see attitude ahead of 
    the results of the Macondo enquiry, we 
    are  not  for  now  assuming  any  wider 
    impact on production. 
    Following  Hurricane  Alex  and  Tropical 
    Storm  Bonnie  in  June/July,  a  series  of 
    storms  has  crossed  the  Atlantic  in 
    August  and  early  September,  though 
    most  have  so  far  either  weakened 
    before lashing the Gulf Coast and its oil 
    infrastructure,  or  veered  to  the  north 
    and  up  the  US  East  Coast.  In  early 
    September, Hurricane Earl caused severe damage when making landfall on the US eastern seaboard, though 
    had  no  effect  on  oil  production  and  caused  only  small  disruptions  to  refining.  While  August  saw  minimal 
    precautionary  shut‐ins  of  oil  or  gas  production  (and  no  damage  to  date  at  all  this  year),  we  currently 
    maintain  a  hurricane  adjustment  of  500 kb/d  for  September  and  around  half  that  on  average  for  the 
    following  three  months  respectively,  based  on  the  five‐year  average  level  of  outages.  Meteorologists 
    forecast  that more  storms  are  to  come,  with  September  historically  the  month  when  operational  shut‐ins 
    are heaviest. That said, if the rest of the year were to remain free of hurricane‐related shut‐ins, this would 
    add 0.2 mb/d to global supply for both 3Q10 and 4Q10.  
    Despite physical (if not regulatory) closure at Macondo and a lack of August hurricane outages, a spotlight 
    remains on the US Gulf of Mexico, home to 30% of the country’s crude oil production. On 3 September, a 
    fire broke out at a Mariner‐operated platform working on the Vermilion 380 block in shallow water offshore 
    Louisiana.  However,  investigations  so  far  have  showed  that  the  fire  was  most  likely  in  the  living  quarters, 
    was not due to an explosion and that safety systems had forced the automatic shut‐in of output of crude 
    and gas (recent production volumes were apparently around 1.4 kb/d of crude and 9 200 Mcf/d of natural 
    gas respectively in late August).  
    While a fuller investigation will show what happened, the US government has already made clear its view 
    that the Vermilion incident was an ‘industrial accident’ that was in no way similar to the earlier Macondo 
    disaster.  But  some  critics  of  drilling  made  the  comparison,  potentially  slowing  what  had  earlier  seemed 
    growing momentum for an early lifting of the deepwater drilling moratorium ahead of 30 November.  
 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                              19 
S UPPLY                                                                       I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




Canada – Newfoundland July actual, others June actual:  Canadian oil supply is estimated to have fallen 
to  3.2 mb/d  in  July  on  seasonal  maintenance  at  bitumen  upgraders  and  hence  lower  synthetic  crude 
output.  June  saw  a  hefty  upward  revision  of  235 kb/d  to  preliminary  data,  largely  on  higher  reported 
bitumen  output.  The  latter  is  partly  carried  forward,  leading  to  a  30 kb/d  upward  revision  to  forecast 
production in 2010. Oil supply in 2010 and 2011 is expected to average 3.3 mb/d. August production at a 
cluster of fields offshore Newfoundland was not affected by Hurricane Earl on its journey up the eastern 
seaboard of North America. 
 
Mexico  –  July  actual:    Mexican  oil  production  rose  marginally  in  July,  to  2.95 mb/d,  as  output  at  its 
largest oilfield, Ku‐Maloob‐Zaap (KMZ), picked up again to 825 kb/d and production from the Cantarell 
field  was  steady  at  480 kb/d.  Nonetheless,  total  production  has  dipped  nearly  50 kb/d  since  the 
beginning of the year and is expected to fall a further 70 kb/d by year’s end. Total oil production in 2010 
is forecast to average 2.9 mb/d, falling to 2.8 mb/d in 2011.  
 
North Sea
Norway  –  June  actual,  July  provisional:    In  Norway,  July  oil  supply  rose  to  2.2 mb/d,  following  heavy 
seasonal  maintenance  in  June,  which  took  out  325 kb/d  of  crude  output.  June  data  was  revised  up  by 
40 kb/d, while preliminary production numbers for July were 110 kb/d lower than forecast. Maintenance 
in  June  was  most  pronounced  at  the  Ekofisk  group  of  fields,  but  field‐by‐field  data  published  by  the 
Norwegian Petroleum Directorate (NPD) showed that production levels at the trouble‐stricken Gullfaks C 
platform were not as badly‐hit as thought, though other fields such as Tordis were affected too. Pressure 
problems  had  forced  the  evacuation  of  the  Gullfaks C  platform  in  late‐May,  but  operations  were 
reportedly back to normal by mid‐July. Annual production estimates are left unchanged, with output in 
2010 forecast to average 2.2 mb/d, and set to fall to 2.1 mb/d in 2011. 
 
            mb/d            NorwayTotal Oil Supply               mb/d                  UK Total Oil Supply
            2.8                                                  1.8

            2.6
                                                                 1.6
            2.4
                                                                 1.4
            2.2
                                                                 1.2
            2.0

            1.8                                                  1.0
                   Jan     Mar    May    Jul   Sep   Nov   Jan          Jan     Mar      May       Jul     Sep       Nov      Jan
                         2008                    2009                         2008                              2009
                         2010                    2010 forecast                2010                              2010 forecast
                         2011 forecast                                        2011 forecast                     
 
UK – June actual:  Contrary to expectations based on loading schedules for key crude grades, preliminary 
data  showed  UK  production  fell  a  sharp  250 kb/d  to  1.2 mb/d  in  June,  pointing  to  higher  seasonal 
maintenance. Output is expected to rise to 1.4 mb/d in July, before dipping to 1.3 mb/d again in August, 
as some more maintenance is undertaken. July saw some problems at the Buzzard field at the end of the 
month, briefly reducing output to 80 kb/d. Meanwhile, the Maule field started up in July, with expected 
peak capacity of 12 kb/d to be attained by year‐end. By early 2011, the Athena, Bardolino and Burghley 
fields  will  add  another  collective  45 kb/d.  A  maturing  base  will  nonetheless  cause  a  drop  in  forecast 
production from 1.4 mb/d in 2010 to 1.3 mb/d in 2011.  
 
Pacific
Australia  –  June  actual:    Despite  production  picking  up  nearly  45 kb/d  to  530 kb/d  in  June  on  growing 
output  at  the  Pyrenees  field,  and  higher  NGL  production,  June  and  subsequent  months  were  revised 
down on consistent underperformance vis‐à‐vis forecast. In sum, this led to a downward adjustment of 



20                                                                                                                   10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                 S UPPLY  




10 kb/d for 2010 and 15 kb/d for 2011, which now see oil production averaging 550 kb/d and 585 kb/d 
respectively.  
 
Former Soviet Union (FSU)
Russia  –  July  actual,  August  provisional:    In  August,  Russian  oil  production  fell  by  100 kb/d  to 
10.36 mb/d due to heavy maintenance at the Sakhalin 1 complex. July data was revised up by a marginal 
20 kb/d,  while  August  output  came  in  70 kb/d  below  forecast,  largely  on  lower  production  from  the 
Petroleum Sharing Agreements (PSAs), which include the Sakhalin projects and Kharyaga. Annual output 
forecasts  are  unchanged,  with  2010  expected  to  average  10.45 mb/d,  having  grown  a  strong  240 kb/d 
over 2009, and rising a more modest 50 kb/d to 10.50 mb/d in 2011.  
 
         mb/d               Russia Total Oil Supply                       mb/d           Kazakhstan Total Oil Supply
         10.6                                                             1.8
          10.5
                                                                          1.7
          10.4
          10.3                                                            1.6
          10.2                                                            1.5
          10.1
                                                                          1.4
          10.0
           9.9                                                            1.3
                  Jan      Mar     May       Jul      Sep     Nov   Jan          Jan     Mar    May    Jul   Sep   Nov   Jan
                      2008                                2009                         2008                    2009
                      2010                                2010 forecast                2010                    2010 forecast
                      2011 forecast                                                    2011 forecast             
 
Kazakhstan – July preliminary:  Kazakhstan’s oil production rose by nearly 50 kb/d to 1.65 mb/d in July, 
as maintenance at the large Tengiz field came to an end. Intent on plugging a forecast budget deficit, the 
government  re‐introduced  a  crude  export  duty  in  August,  which  currently  amounts  to  around 
US$2.70/bbl. Companies involved in the two consortia that operate the large Tengiz and Karachaganak 
fields are disputing whether their agreements, signed in the low‐price era of the 1990s, allow for the tax. 
Others argue that the government’s imposition of the export duty, and its recent suggestion to double it 
from early 2011, may be largely a bargaining chip with the International Oil Companies (IOCs) active in 
the country. Many think it likely that the consortium operating Karachaganak may cede a 5‐10% share to 
the government in return for a waiver of the tax. Recent years have seen the government insist on part‐
ownership  of  the  consortium  that  is  developing  the  super‐giant  Kashagan  field  in  an  attempt  to  gain 
more  control  over  its  own  natural  resources.  Total  Kazakhstani  oil  production  is  forecast  to  rise  from 
1.66 mb/d in 2010 to 1.70 mb/d in 2011.  
 
FSU net oil exports hit a new record high in July, increasing by 550 kb/d (+5.9%) to 9.9 mb/d. A cut in 
the  Russian  crude  export  duty  improved  economics  and  producers  hiked  their  shipments  accordingly, 
with crude exports inching up to a new record level of 6.8 mb/d (+4.7%).  Outflows from the Black  Sea 
climbed  by  25%  on  the  month,  and  together  with  increased  deliveries  through  the  Druzhba  pipeline, 
offset slight falls in shipments from the Baltic and  Arctic/Far East. The rise in the Black Sea was led by 
Novorossiysk, where volumes reached 1 mb/d (+350 kb/d month‐on‐month), with shipments boosted by 
the  exporting  of  volumes  previously  held  in  port  storage.  Additionally,  the  Ukrainian  port  of  Pivdenne 
profited  from  maintenance  elsewhere  as  volumes  more  than  doubled  on  the  month  but  remained 
depressed  compared  to  pre‐June  levels.  Shipments  of  products  rose  by  240 kb/d  (+8.3%)  to  3.1 mb/d 
following  the  end  of  seasonal  refinery  maintenance  and  a  reduction  in  product  export  duties,  which 
prompted  exporters  to  ship  the  previous  month’s  held‐over  cargoes.  Fuel  oil  volumes  increased  by 
120 kb/d while gasoil and ‘other products’ rose by 60 kb/d each. 
 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                21 
S UPPLY                                                                                                I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




It is estimated that crude shipments in August fell back close to their June level following the raising of 
the crude export tax from $249/tonne to $264/tonne (+6%). However, the fall was likely cushioned by 
increased  crude  volumes  shipped  from  Primorsk,  where  planned  maintenance  on  the  Baltic  Pipeline 
System  supplying  the  port  was  interrupted  by  wildfires.  FSU  crude  exports  will  likely  not  rebound  in 
September, reflecting deteriorating economics as oil prices have fallen while crude export duties rose by 
a  further  4%  to  $274/tonne.  In  the  near‐term,  both  crude  and  product  exports  will  likely  continue  to 
oscillate based on changes in the oil price‐linked tax regime. However, underlying year‐on‐year growth 
could  be  underpinned  by  eastward  shipments  through  the  ESPO.  Reports  imply  that  buyers  are 
absorbing the export tax introduced on 1 July, as reflected in 4Q10 cargoes selling for record premia to 
Dubai crude. In addition, future Kozmino loading schedules show no sign of falling. 
 
                                                 FSU Net Exports of Crude & Petroleum Products
                                                                    (million barrels per day)
                                                                                                                                             Latest month vs.
                                     2008        2009    3Q2009 4Q2009 1Q2010               2Q2010       May 10     Jun 10      Jul 10
                                                                                                                                             Jun 10 Jul 09
    Crude
    Black Sea                             2.06    2.21     2.14         2.15       1.79         2.00        2.15       1.74         2.17       0.43      0.05
    Baltic                                1.46    1.62     1.59         1.64       1.60         1.63        1.59       1.68         1.60      -0.09      0.05
    Arctic/FarEast                        0.29    0.46     0.46         0.48       0.71         0.77        0.74       0.81         0.72      -0.09      0.28
    BTC                                   0.67    0.78     0.83         0.76       0.69         0.81        0.83       0.83         0.84       0.01     -0.03
    Crude Seaborne                        4.48    5.07     5.02         5.04       4.78         5.20        5.31       5.06         5.33       0.27      0.35
    Druzhba Pipeline                      1.08    1.12     1.09         1.14       1.13         1.10        1.08       1.13         1.20       0.07      0.14
    Other Routes                          0.42    0.37     0.37         0.30       0.44         0.35        0.31       0.34         0.30      -0.03     -0.06
    Total Crude Exports                   5.98    6.56     6.48         6.48       6.36         6.65        6.70       6.53         6.83       0.31      0.42
    Of Which: Transneft                   3.98    4.14     4.06         4.13       3.94         3.90        3.96       3.84         4.17       0.33      0.24
    Products
    Fuel oil                              1.14    1.15     1.21         1.19       1.13         1.29        1.33       1.20         1.32       0.12      0.10
    Gasoil                                1.03    1.15     1.16         1.12       1.20         1.13        1.24       1.12         1.17       0.06     -0.02
    Other Products                        0.60    0.69     0.66         0.59       0.73         0.64        0.65       0.57         0.64       0.06     -0.06
    Total Product                         2.77    2.99     3.04         2.90       3.06         3.06        3.22       2.89         3.13       0.24      0.02
    Total Exports                         8.74    9.55     9.52         9.38       9.42         9.71        9.92       9.42         9.96       0.54      0.44
    Imports                               0.04    0.04     0.04         0.05       0.05         0.04        0.03       0.05         0.04      -0.01      0.00
    Net Exports                           8.70    9.51     9.48         9.33       9.37         9.67        9.90       9.37         9.92       0.55      0.44
Sources: Petro-Logistics, IEA estimates
Note: Transneft data has been revised to exclude Russian CPC volumes.

 
Other Non-OPEC
China – July actual:  Chinese oil production fell by 135 kb/d to just over 4.0 mb/d in July, largely on lower 
offshore output and resulting in a modest downward revision. Total 2010 oil supply is now expected to 
average 4.1 mb/d, still a sharp rise of 0.2 mb/d from 2009, while 2011 production is set to dip again to 
4.0 mb/d. In the near‐term, Chinese offshore oil production, which has been a major driver of growth, is 
expected to stagnate. But the government announced recently that it plans to spend $35‐45 billion  on 
offshore oil development in the next five years, with an aim to raise total output in this sector to 1 mb/d 
by 2015 (it averaged 600 kb/d in 2009 and 750 kb/d in July this year).  
 
            mb/d              China Total Oil Supply                                   mb/d                 IndonesiaTotal Oil Supply
            4.2                                                                        1.04

             4.1                                                                        1.02

             4.0                                                                        1.00

             3.9                                                                        0.98

             3.8                                                                        0.96

             3.7                                                                        0.94
                   Jan      Mar           May     Jul    Sep      Nov      Jan                  Jan       Mar      May        Jul     Sep     Nov      Jan
                         2008                              2009                                        2008                                2009
                         2010                              2010 forecast                               2010                                2010 forecast
                         2011 forecast                                                                 2011 forecast                                          



22                                                                                                                                             10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                 S UPPLY  




Indonesia  –  August  actual:    Indonesia’s  total  oil  supply  picked  up  slightly  in  August,  to  just  below 
1.0 mb/d.  Upstream  regulator  BPMigas  announced  in  late  August  that  it  had  approved  15  new 
development plans for oil and gas projects, totalling 24 mb of crude and condensate as well as 982 Bcf of 
natural gas. These should help the country in its stated aim to average total oil production of 965 kb/d in 
2010  and  970 kb/d  in  2011,  despite  a  mature  base  with  many  ageing  fields.  The  new  fields  are  to  be 
developed  by  a  range  of  international  oil  companies  active  in  the  country,  as  well  as  state  oil  firm 
Pertamina. At the same time, Pertamina itself announced that it had revised down by half its estimated 
investment spending for 2010 to around $2.9 billion due to delays at projects and a stronger domestic 
currency versus the US dollar. However, a large chunk of the curbed investment would have flowed to 
refinery projects, while other planned spending, such as for the much‐delayed Cepu block, are expected 
to be carried over into 2011 and perhaps beyond.  
 
Our current forecast is for Indonesian oil supply to stay steady at 990 kb/d in 2010 and to dip to 965 kb/d 
in 2011. The 2010 level is higher than the government target due to an estimated 30 kb/d of gas liquids 
not  accounted  for  by  government  crude  and  condensate  production  statistics.  In  our  estimation,  2011 
production also declines more sharply than the government forecast. 
 
Brazil  –  June  actual:    Safety  inspections  forced  a  halt  to  operations  on  Petrobras’s  P‐33  production 
platform  offshore  in  the  Campos  Basin  in  mid‐August.  Strikes  and  protests  by  an  oil  workers’  union 
highlighted concerns over safety issues on ageing platforms and unions have since called for suspension 
of work at other production facilities, including P‐31 and P‐35. The P‐33 platform, which has a production 
capacity  of  60‐65 kb/d,  was  reportedly  pumping  well  below  that  volume  before  its  closure.  The  actual 
impact  on  production  is  therefore  not  yet  clear.  Meanwhile,  the  Urugua  and  Cachalote  fields  started 
production  in  June,  with  projected  peak  capacities  of  35 kb/d  and  100 kb/d  respectively.  Later  in  the 
year, Tupi, the first large‐scale development in the pre‐salt, is expected to commence ramp‐up from its 
current  20 kb/d  pilot  volume  to  its  100 kb/d  phase‐1  capacity.  Total  Brazilian  oil  production  (excluding 
fuel ethanol) is forecast to rise from 2.2 mb/d in 2010 to 2.4 mb/d in 2011. The latter will be Brazil’s first 
year  as  a  net  exporter  of  oil,  though  significant  volumes  will  only  be  available  to  the  world  market  in 
subsequent years.  
 
         mb/d               Brazil Total Oil Supply                       mb/d            Colombia Total Oil Supply
         2.5                                                              1.0
          2.4
                                                                          0.9
          2.3
          2.2                                                             0.8
          2.1                                                             0.7
          2.0
                                                                          0.6
          1.9
          1.8                                                             0.5
                Jan       Mar      May      Jul      Sep      Nov   Jan          Jan     Mar    May    Jul   Sep   Nov   Jan
                      2008                                2009                         2008                    2009
                      2010                                2010 forecast                2010                    2010 forecast
                      2011 forecast                                                    2011 forecast         
 
Colombia – July actual:  Colombian oil supply continued its steady climb as new fields ramped up output. 
July production came in at 790 kb/d, 130 kb/d higher than July 2009. A blast at the Transandino pipeline 
in mid‐August forced state oil company Ecopetrol to re‐route 15 kb/d through Ecuador temporarily. 
 
Export  pipelines  remain  a  key  constraint  to  rapidly‐growing  oil  production  in  Colombia  and  Ecopetrol 
intends to invest in boosting capacity in coming years. The company recently announced a plan to invest 
$4.2 billion to construct a new 450 kb/d line from the eastern Llanos Orientales region to the Caribbean 
export terminal at Coveñas, which will also be expanded. Pipeline bombings have become far more rare 
in recent years, as rebel groups’ power wanes. 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                23 
OECD   S TOCKS                                                                                           I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT  




OECD STOCKS
 
Summary
• OECD  industry  stocks  rose  by  19.0 mb  to  2 785 mb  in  July,  approaching  the  record  level  of  August 
  1998. However, the increase was less than the five‐year average build of 31.7 mb. Products grew by 
  21.3 mb, with gains concentrated in North American middle distillates and ‘other products’. Crude oil 
  stocks fell by 0.6 mb, as draws in Europe and North America outweighed a build in the Pacific.  
 
• Forward demand cover rose to 61.4 days in July, up from 61.0 days in June. North American ‘other 
  products’  cover  rose  by  2.5 days,  while  European  and  North  American  fuel  oil  and  Pacific  motor 
  gasoline cover provided a partial downward offset.  
 
• Preliminary August data indicate OECD industry oil stocks increased by 8.7 mb, the fifth consecutive 
  monthly  build.  Crude  oil  levels  fell  by  9.4 mb  from  the  previous  month,  but  the  drop  was  offset  by 
  a product  gain  of  18.2 mb.  By  comparison,  the  five‐year  average  stock  movement  shows  a  build  of 
  3.2 mb. 
 
• Short‐term  oil  floating  storage  fell  for  the  third  consecutive  month  to  72 mb  at  end‐August,  from 
  90 mb in July. Crude oil fell sharply from 59 mb in July to 37 mb in August on large draws in the Middle 
  East Gulf and US Gulf. A build in Northwest Europe brought product floating storage up to 35 mb. 
             mb         OECD Total Oil Industry Stocks                                                 OECD 'Other Product' Stocks
                                                                                           days         Days of Forward Demand
          2,800                                                                            32

                                                                                           30
          2,700
                                                                                           28

          2,600                                                                            26

                                                                                           24
                                                                                             Jan     Mar   May    Jul             Sep   Nov    Jan
          2,500
                                                                                                    Range 2005-2009                  Avg 2005-2009
               2005        2006      2007      2008        2009      2010                           2009                             2010
                                                                                                                                                                
 
OECD Inventory Position at End-July and Revisions to Preliminary Data
OECD industry stocks rose by 19.0 mb to 2 785 mb in July, driven by steep increases in middle distillates 
and ‘other products’ in the US. However, the fourth consecutive monthly increase came up short of the 
average  July  build  (+31.7 mb)  over  the  past  five  years.  Nonetheless,  at  2 785 mb,  OECD  commercial 
stocks stood only 11.3 mb below record levels. In August 1998, inventories were assessed at 2 797 mb, 
the highest level on record since the start of official OECD Monthly Oil Statistics (MOS) reporting in 1984. 
 
                             Preliminary Industry Stock Change in July 2010 and Second Quarter 2010
                                                                  July (preliminary)                                                   Second Quarter 2010
                                      (million barrels)                                (million barrels per day)                      (million barrels per day)
                         N. Am      Europe       Pacific         Total        N. Am        Europe    Pacific        Total     N. Am      Europe      Pacific        Total
Crude Oil               -2.1         -1.6          3.1           -0.6         -0.07        -0.05      0.10         -0.02       0.09       0.13       0.02           0.23
Gasoline                 3.9         -2.5         -2.7           -1.3          0.13        -0.08     -0.09         -0.04      -0.15      -0.09       0.01          -0.22
Middle Distillates      11.4         -0.1          0.9           12.2          0.37         0.00      0.03          0.39       0.16       0.05       0.00           0.20
Residual Fuel Oil       -2.3         -1.2         -1.0           -4.5         -0.07        -0.04     -0.03         -0.14       0.02       0.04       0.01           0.07
Other Products          13.4         -0.2          1.6           14.8          0.43        -0.01      0.05          0.48       0.39       0.02       0.09           0.50
Total Products          26.4         -3.9         -1.2           21.3          0.85        -0.13     -0.04          0.69       0.43       0.01       0.11           0.55
           1
Other Oils              -1.5         -0.3          0.1           -1.7         -0.05        -0.01      0.00         -0.06       0.14      -0.03       0.08           0.20
Total Oil               22.8         -5.8          2.0           19.0          0.74        -0.19      0.06          0.61       0.67       0.11       0.21           0.99
1 Other oils includes NGLs, feedstocks and other hydrocarbons.                                                                                                               



24                                                                                                                                             10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                OECD   S TOCKS  




The July build stemmed from sharp, albeit seasonal, gains in North American middle distillates and ‘other 
products’  (11.4 mb  and  13.4 mb,  respectively).  The  builds  increased  regional  forward  demand  cover  of 
‘other products’ by 2.5 days, while distillate cover rose by 1.2 days. Draws in gasoline and residual fuel oil 
provided some offset, reducing the overall OECD product stock‐build to 21.3 mb. Meanwhile, crude and 
‘other oil’ inventories edged slightly lower (0.6 mb and 1.7 mb, respectively) as draws in North America 
and Europe offset gains in the Pacific.  
 
Although gasoline inventories fell by 1.3 mb in July, they drew less than the seasonal five‐year average of 
5.6 mb  and  forward  demand  cover  rose  above  the  five‐year  range.  In  North  America,  summer  is 
traditionally a season when gasoline stocks fall, but this year stronger refinery output caused inventories 
to move counter‐seasonally up by 3.9 mb in July and preliminary August data point to a further 2.3 mb 
gain in the US. By contrast, July gasoline inventories in the Pacific and Europe plummeted by 2.7 mb and 
2.5 mb, respectively. 
 
                      OECD North America Gasoline                                 mb         June revision to US 'Other Products'
         mb
                                Stocks                                            10                                                 8.4
         270
         260                                                                        5
         250
                                                                                    0
         240
                                                                                                                   -1.3
         230                                                                       -5                                       -3.6            -4.4
         220                                                                                       -6.2   -6.5
                                                                                  -10
         210
                                                                                          -12.2
            Jan       Mar      May        Jul       Sep     Nov      Jan          -15
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                        2005 2006 2007 2008 2009 2010                     5yr
                   2009                              2010                                                                                   Avg
                                                                                                                
                                                             
May inventory levels were adjusted lower (3.8 mb) as Canada revised crude oil and other product stocks, 
but  a  greater  upward  revision  to  June  readings  (6.3 mb)  raised  the  baseline.  June’s  revision  implied 
a 9.2 mb  stock  build  in  the  OECD,  in  contrast  with  a  previously  reported  0.8 mb  draw.  Both  crude  and 
product stocks came in higher, but the bulk of the baseline change stemmed from an upward revision to 
US ‘other products’, contrasting with more typical downward revisions for June based on the five‐year 
average. 
 
                                      Revisions versus 11 August 2010 Oil Market Report
                                                                      (million barrels)
                                                North America             Europe                    Pacific                 OECD
                                            May 10        Jun 10    May 10        Jun 10     May 10       Jun 10    May 10         Jun 10
                 Crude Oil                   -4.3          3.4        1.5          2.6            0.1     -2.0       -2.6           4.0
                 Gasoline                     0.1         -1.1        0.2          2.0            0.0      0.1        0.3           1.0
                 Middle Distillates          -0.1         -1.3        0.8          3.4            0.0      0.0        0.7           2.1
                 Residual Fuel Oil            0.0         -0.9       -0.2          1.8            0.0      0.0       -0.2           0.8
                 Other Products              -2.1          7.7        0.0         -2.4            0.0      0.4       -2.1           5.7
                 Total Products              -2.1          4.4        0.7          4.8            0.1      0.4       -1.3           9.5
                            1
                 Other Oils                   0.2         -6.7        0.0         -1.2            0.0      0.6        0.2          -7.3
                 Total Oil                   -6.2          1.1        2.3          6.1            0.2     -1.0       -3.8           6.3
                 1 Other oils includes NGLs, feedstocks and other hydrocarbons.
                                                                                                               
 
Preliminary  August  data  point  to  a  8.7 mb  stock  build,  the  fifth  in  a row,  bringing  OECD  inventories 
2.6 mb below the record level of August 1998. Twelve years ago, inventories rose in part due to surging 
stocks  in  the  US.  This  year,  the  build  was  also  triggered  by  a gain  in  US  inventories,  which  rose  to  the 
highest levels since the start of US weekly reporting. Offsetting decreases came from Japan and Europe, 
where inventories fell by 7.6 mb and 2.0 mb, respectively.  
 



10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                                      25 
OECD   S TOCKS                                                                   I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT  




Analysis of Recent OECD Industry Stock Changes
OECD North America
North American commercial inventories rose by 22.8 mb to 1 401 mb in July, building by more than twice 
the five‐year average increase of 9.3 mb. Higher refinery runs in the US pushed crude oil stocks lower by 
2.1 mb, while ‘other oils’ shed a further 1.5 mb. Products built by 26.4 mb, driven by steep increases in 
middle  distillates  and  ‘other  products’  (11.4 mb  and  13.4 mb  respectively).  A counter‐seasonal  build  in 
gasoline inventories also contributed to the overall increase.  
                          OECD North America Crude Oil                          OECD North America Middle
          mb                                                     mb
                                    Stocks                                          Distillates Stocks
          540                                                    260
          520
                                                                 240
          500
          480                                                    220
          460                                                    200
          440
                                                                 180
          420
          400                                                    160
             Jan          Mar    May   Jul   Sep   Nov     Jan      Jan       Mar          May   Jul      Sep        Nov     Jan
                        Range 2005-2009       Avg 2005-2009                Range 2005-2009                   Avg 2005-2009
                        2009                  2010                         2009                              2010
                                                                                                             
US oil inventories rose by 18.4 mb in August, according to EIA weekly data, reaching the highest level of 
inventories  since  the  start  of  US  weekly  reporting  in  1990.  The  build  was  driven  by  crude,  middle 
distillates and gasoline (4.6 mb, 4.6 mb and 2.3 mb, respectively), and it strongly contrasted with a more 
normal  crude‐  and  gasoline‐led  average  draw  of  6.2 mb  over  the  past  five  years.  However,  inventories 
held at the NYMEX WTI delivery hub in Cushing, Oklahoma, fell by 2.1 mb to 35.8 mb in August.  
          mb             US Weekly Total Gasoline Stocks         mb        US Weekly Cushing Crude Stocks
          245                                                    40
          235                                                    35
          225                                                    30
          215
                                                                 25
          205
                                                                 20
          195
          185                                                    15
                   Source: EIA                                         Source: EIA
          175                                                    10
             Jan             Apr       Jul      Oct                Jan               Apr         Jul           Oct
                         Range 2005-09         5-yr Average                 Range 2005-09                     5-yr Average
                         2009                  2010                         2009                              2010
                                                                                                               
Market  uncertainty  arising  from  variable  estimates  for  nameplate  and  operable  storage  capacity  at 
Cushing  might  be  about  to  diminish,  however.  The  EIA,  as  part  of  its  Energy  and  Financial  Markets 
Initiative,  has  begun  gathering  storage  capacity  data  for  crude  and  products  at  PADD  levels,  including 
tank farms in the Oklahoma counties of Lincoln, Payne, and Creek, commonly accepted as representative 
of Cushing storage. The data will be collected on a semi‐annual basis for March and September and the 
EIA  plans  to  publish  the  storage  capacity  data  with  the  November  release  of  the  Petroleum  Supply 
Monthly (PSM) report. 
 
OECD Europe
Industry  inventories  in  OECD  Europe  fell  by  5.8 mb  to  977 mb  in  July.  Crude  and  products  inventories 
drew by 1.6 mb and 3.9 mb, respectively, contrasting with the five‐year 10.0 mb average build. Crude oil 
stocks decreased in the UK and France, while builds in Norway and Germany partly cushioned the draw. 
On  the  product  side,  gasoline  and  residual  fuel  oil  posted  the  largest  decreases  (‐2.5 mb  and  ‐1.2 mb, 
respectively). Meanwhile, German end‐user heating oil stocks rose to 56% of storage capacity in July.  




26                                                                                                                     10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT                                                                   OECD   S TOCKS  




                      OECD Europe Gasoline Stocks                                      German End-User Heating Oil Stocks
         mb                                                                 %
                                                                                             % of Storage Capacity
         130                                                                70
                                                                            65
         120
                                                                            60
         110                                                                55
                                                                            50
         100
                                                                            45
          90                                                                40
            Jan       Mar      May        Jul      Sep      Nov   Jan            Jan     Mar   May     Jul         Sep   Nov    Jan
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                     Range 2005-2009              Avg 2005-2009
                   2009                              2010                              2009                         2010
                                                                                                                                        
 
 
    Is Germany short of gasoline?
    German  commercial  gasoline  inventories  declined by more  than 50%  from  January  to  July  2010.  Although 
    stock levels in January built more sharply than usual due to a weather‐related drop in gasoline demand, at 
    11.9 mb the stocks were only 0.8 mb above the five‐year average January levels. The subsequent freefall to 
    5.3 mb in July is more difficult to explain. 
                                                                                               Germany Gasoline Stocks
                                                                                  mb
    Gasoline  demand  has  long  been  in  decline  as  a result  of 
                                                                                  13
    ongoing  dieselisation,  possibly  accelerated  by  last  year’s 
    government  stimulus  (a  kind  of  cash  for  clunkers                       11
    programme). Yet the impact of new cars on fuel efficiency 
                                                                                   9
    and  the  number  of  gasoline‐fuelled  cars  switched  for 
    diesel‐fuelled  ones  remain  unclear.  Dieselisation  and                     7
    more fuel‐efficient vehicles, combined with pressure from 
                                                                                   5
    EU/German  legislation  requiring  8%  biofuels  use  in  2015 
                                                                                    Jan      Mar   May       Jul      Sep   Nov       Jan
    (on  an  energy  content  basis),  could  explain  decreasing 
                                                                                            Range 2005-2009             Avg 2005-2009
    demand  and  provide  some  of  the  rationale  to  reduce 
                                                                                            2009                        2010
    commercial stock holding. 
    Meanwhile, refinery output of gasoline declined in line with demand, while yields fell from 24.4% in 1H09 to 
    22.8%  on  average  in  1H10.  Absolute  refinery  output  also  fell  sharply  after  a  closure  of  the  260 kb/d 
    hydroskimming  refinery  in Wilhelmshaven  in  October 2009 due  to poor  economics. Upgrading plans were 
    recently cancelled and ConocoPhillips is considering either turning the plant into a storage terminal or selling 
    it. In the latter case, an inventory sell‐off prior to a sale of fixed assets could also have contributed to recent 
    gasoline stock‐draws.  
    Germany  has  traditionally  been  a  net  exporter  of                                    Germany Gasoline Stocks
    gasoline, albeit exports have declined. Declining domestic 
                                                                                   days (Industry + Government-Controlled)
    production  has  seen  imports  rising,  notably  from  the                                 Days of Forward Demand
                                                                                   85
    Netherlands, with inventory draws also potentially having 
                                                                                   80
    been used to help meet domestic demand.                                        75
                                                                                   70
    In  the  bigger  picture,  commercial  gasoline  inventories 
                                                                                   65
    form  about  20%  of  total  gasoline  stocks  in  Germany.                    60
    Sizeable  government‐controlled  stocks  were  generally                       55
    stable in 1H10, although trending at the bottom or below                       50
    the  five‐year  range,  and  increased  marginally  in  June. As                  Mar
                                                                                     Jan     May      Jul   Sep     Nov    Jan
                                                                                     Range 2005-2009            Avg 2005-2009
    such,  the  steep  commercial  stock  draw  from  January  to                    2009                       2010
    July 2010 brought total gasoline holdings down by a less 
    alarming,  but  nonetheless  significant,  18%.  That  said,  forward  demand  cover  decreased  by  14 days  to 
    54.3 days  for  total  stocks,  below  the  five‐year  range.  It  will  be  interesting  to  see  whether  re‐stocking  of 
    winter‐grade  material  and  a  seasonal  increase  in  throughputs  (margins  permitting)  in  coming  months 
    generate a more comfortable level of commercial gasoline cover, or whether German gasoline remains one 
    of the few potential areas of European supply tightness through to end‐2010. 




10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                         27 
OECD   S TOCKS                                                                             I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT  




Product inventories held in independent storage in Northwest Europe rose in August, driven by additions 
to the gasoil pool. In addition, product floating storage held off Northwest Europe expanded by 4 mb to 
18 mb. There was no crude floating storage reported in the region. However, the latest Euroilstock data 
point  to  another  monthly  decrease  in  the  EU‐15  plus  Norway  oil  inventories.  Crude  oil  fell  by  5.4 mb 
offsetting a 3.4 mb build in products led by middle distillates. 
 
OECD Pacific
Pacific  commercial  inventories  rose  by  2.0 mb  to  407 mb  in  July,  as  an  increase  in  crude  outweighed 
product draws, mainly concentrated in gasoline and fuel oil. By comparison, stocks built on average by 
12.3 mb over the past five years. On the product side, gasoline and residual fuel oil drew by 2.7 mb and 
1.0 mb,  respectively,  partly  balanced  by  a  1.6 mb  gain  in  ‘other  products’.  Crude  inventories  rose  by 
3.1 mb, in line with seasonal norms, but they continue to trend below the five‐year range.  
                      OECD Pacific Middle Distillates                       mb          Japan Weekly Gasoline Stocks
         mb                                                                 17
                                 Stocks
         95
                                                                            16
         85                                                                 15
         75                                                                 14
         65                                                                 13
         55                                                                 12

         45                                                                 11
                                                                                 Source: PAJ
           Jan       Mar       May       Jul      Sep       Nov       Jan   10
                                                                              Jan          Apr        Jul                  Oct
                    Range 2005-2009                  Avg 2005-2009
                                                                                        Range 2005-09                     5-yr Average
                    2009                             2010                               2009                              2010
                                                                                                                 
Preliminary weekly data from the Petroleum Association of Japan (PAJ) indicate a 7.6 mb draw in August, 
contrasting  the  five‐year  average  build  of  8.5 mb.  After  a  period  of  depressed  crude  runs,  an  uptick  in 
Japanese throughput curtailed crude oil stocks by 8.6 mb, while products increased by 1.0 mb, driven by 
gains in kerosene and gasoil.  
 
Recent Developments in China and Singapore Stocks
In  China,  crude  oil  inventories  built  by  2.9 mb  in  July,  according  to  China  Oil,  Gas  and  Petrochemicals 
(China OGP). Crude imports fell 15% in July as an oil spill required a temporary 10‐day closure of Dalian 
port. The nearby WEPEC and Dalian refineries were short of crude and trimmed runs. As a result, product 
inventories declined. Gasoil shed 4.8 mb, while gasoline and kerosene fell by a combined 3.5 mb. 
          mb          China Monthly Oil Stock Change                                     Singapore Weekly Total Product
          10                                                                mb
                                                                                                    Stocks
                                                                            60
              5                                                             55
                                                                            50
                                                                            45
              0
                                                                            40
                                                                            35
           -5                                                               30
                                                                            25 Source: Int ernat ional Enterprise
          -10
                           So urce: China Oil, Gas and P etro chemicals     20
                   Mar 10 Apr 10 May 10 Jun 10 Jul 10                         Jan             Apr               Jul        Oct
                                                                                     Range 2005-2009                      5-yr Average
                  Crude   Gasoline  Gasoil Kerosene                                  2009                                 2010
                                                                                                       
Singapore  onshore  inventories  declined  by  1.0 mb  to  46 mb  in  August,  according  to  data  from 
International Enterprise. Middle distillates edged 1.3 mb lower on stronger demand from Indonesia and 
Vietnam,  while  fuel  oil  decreased  by  0.9 mb  following  lower  imports  and  steady  bunker  demand. 
An offsetting build came from light distillates as weaker regional demand contributed to a 1.2 mb gain. 




28                                                                                                                               10 S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY  ‐   O IL  M ARKET  R EPORT                                                                  OECD   S TOCKS  




                                   Regional OECD End-of-Month Industry Stocks
                                   (in days of forward demand and millions barrels of total oil)
                                 Days1                                                           Million Barrels
       Days                                                                   mb                   North America
                                North America
      64                                                                   1,450
                                                                           1,400
      59
                                                                           1,350

      54                                                                   1,300
                                                                           1,250
      49
                                                                           1,200
      44                                                                   1,150
         Jan       Mar       May        Jul       Sep       Nov      Jan           Jan     Mar    May      Jul   Sep    Nov      Jan
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                       Range 2005-2009           Avg 2005-2009
                   2009                              2010                                2009                      2010


       Days                          Europe                                  mb                        Europe
      72                                                                   1,020
      70                                                                   1,000
      68                                                                    980
      66
                                                                            960
      64
      62                                                                    940
      60                                                                    920
      58                                                                    900
      56                                                                    880
         Jan       Mar       May        Jul       Sep       Nov      Jan           Jan     Mar    May      Jul   Sep    Nov      Jan
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                       Range 2005-2009           Avg 2005-2009
                   2009                              2010                                2009                      2010



       Days                          Pacific                                 mb                        Pacific
      60                                                                   480

                                                                           460
      55
                                                                           440
      50
                                                                           420
      45
                                                                           400

      40                                                                   380
           Jan     Mar       May        Jul       Sep       Nov      Jan         Jan      Mar    May       Jul   Sep   Nov       Jan
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                       Range 2005-2009           Avg 2005-2009
                   2009                              2010                                2009                      2010


       Days                      OECD Total Oil                              mb                     OECD Total Oil
      63                                                                   2,800
      61                                                                   2,750
      59                                                                   2,700
      57
                                                                           2,650
      55
                                                                           2,600
      53
      51                                                                   2,550
      49                                                                   2,500
           Jan     Mar       May        Jul       Sep       Nov      Jan           Jan     Mar    May      Jul   Sep    Nov      Jan
                   Range 2005-2009                   Avg 2005-2009                       Range 2005-2009           Avg 2005-2009
                   2009                              2010                                2009                      2010

   1 Days of forward demand are based on average demand over the next three months                                                         




10 S EPTEMBER  2010                                                                                                                           29 
P RICES                                                                            I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




PRICES
 
Summary
• Benchmark  crude  oil  futures  trended  lower  during  August  amid  mounting  concerns  the  global 
  economic  recovery  will  slow  markedly  this  year  and  into  2011.  Continued  high  levels  of  global  oil 
  stocks  and  expectations  that  demand  growth  will  ease  in  coming  months  also  weighed  on  prices.  A 
  more active‐than‐normal hurricane season is one of the few props supporting markets and tempering 
  downward price shifts. WTI and Brent futures both averaged close to $77/bbl for the month and by 
  early September were trading in a relatively narrow $75‐78/bbl range.  
 
• Hedge funds and other non‐commercial investors in August also signalled a shift in their normally 
  bullish outlook for future oil prices. Non‐commercials cast a vote of no confidence for further price 
  rises above $80/bbl by accumulating a record number of short positions.  
 
• With  an  unspectacular  US  summer  driving  season  formally  ended  after  the  Labor  Day  holiday, 
  gasoline  has  clearly  emerged  as  the  weak  link  in  the  US  product  chain.  Gasoline  crack  spreads  in 
  Atlantic  basin  markets  have  plummeted  more  than  40%  from  May  levels.  While  gasoil  and  other 
  middle  distillate  cracks  improved  on  the  month,  swelling  inventories  may  yet  undermine  their 
  strength. 
 
• Crude tanker rates remained exceptionally soft in August, under pressure from the flotilla of surplus 
  vessels. Oversupply was most pronounced in East of Suez markets where it negated strong demand. 
  Short‐term floating storage of crude fell dramatically by end‐August, with the Middle East accounting 
  for  69%  of  the  drawdown.  Products  storage,  however,  has  seen  a  recent  resurgence  in  volumes, 
  notably  of  middle  distillates.  Floating  storage  of  crude  and  products  now  amounts  to  72.4 mb,  its 
  lowest level since March 2009.  
            $/bbl           Crude Futures                               $/bbl                   NYMEX WTI
                           Front Month Close                                                   Forward Curve
            90                                                          95
            85                                                          90
            80                                                          85
            75                                                          80
            70                                                          75
            65                                                          70                                            Source: Platts
                                                   Source: Platts
            60                                                          65
             Aug 09     Nov 09    Feb 10     May 10     Aug 10               M1   M11 M21 M31 M41 M51 M61 M71
                                                                                    03-Sep-09                          06-Jul-10
                      NYMEX WTI            ICE Brent                                04-Aug-10                          03-Sep-10
                                                                                                                                          
 
Market Overview
The  ‘summer  time  blues’  appeared  to  affect  oil  markets  in  August.  A  more  pessimistic  outlook  for  the 
pace of economic recovery for the rest of the year and into 2011 emerged last month, and appears to 
have  sapped  some  momentum  from  the  oil  market.  Prices  mirrored  weaker  sentiment  in  broader 
financial markets, with the Dow Jones Industrial Average and S&P 500 posting their worst August since 
2001.  Equally,  continued  high  levels  of  global  oil  stocks  also  weighed  on  prices.  Benchmark  futures 
trended lower in August but still traded in the middle of the $65‐85/bbl range seen over the past year.   
 
Despite  the  downturn  over  the  month,  average  prices  in  August  were  up  over  July  levels.  WTI  prices 
gained  around  $0.30/bbl,  to  an  average  $76.67/bbl,  while  Brent  futures  rose  a  stronger  $1.76/bbl  to 
$77.12/bbl, with the latter’s strength due in large part to lower supplies of North Sea crudes as a result 
of scheduled field maintenance work. 



30                                                                                                                         10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                    P RICES  




Over  the  course  of  August,  however,  prices  steadily  eroded  on  mounting  concerns  that  the  economic 
recovery was stagnating, especially in the US. After a brief run‐up in prices in line with hurricane activity 
in early August, Brent and WTI futures ended the month down by 8% and 12%, respectively. WTI prices 
fell from around $81.35/bbl on the first of the month to just under $72/bbl at end August. Over the same 
period, Brent declined from about $80.82/bbl to $74.64/bbl. 
 
In early September, prices briefly snapped back after better‐than‐expected US and China manufacturing 
surveys raised the prospect of stronger oil demand growth, with WTI futures posting their biggest one‐
day gain in nearly a month on 1 September. Benchmark futures prices were trading in a relatively narrow 
$75‐78/bbl range at the time of writing. 
 
A more active‐than‐normal hurricane season is one of the few props supporting markets and tempering 
downward price shifts.  Prices briefly moved above the $80/bbl threshold in early August as Hurricane 
Earl  gathered  steam,  but  eased  again  once  the  storm  passed  without  inflicting  any  damage  on  oil 
infrastructure.  So  far  this  season,  there  have  been  three  major  storms  potentially  threatening  Gulf  of 
Mexico and US East Coast oil installations but none have had a material impact on operations. The 5‐year 
average  loss  of  supply  due  to  hurricane  activity  between  July  and  November  is  estimated  at  225 kb/d. 
There has been no damage to oil infrastructure this year and the only significant loss of output due to 
precautionary shut‐in occurred in July, averaging about 100 kb/d. However, meteorologists caution that 
September is typically the month with the stormiest weather, and we assume a five‐year average loss of 
500 kb/d. This is already factored into our non‐OPEC outlook. 
                            NYMEX WTI vs S&P 500                              US$/bbl NYMEX WTI vs US Dollar Index        Index
         US$/bbl                                                      Index    90                                            70
          150                                                         1600
                                                                               85
         130                                                          1400     80                                            75
         110                                                                   75
                                                                      1200     70                                            80
          90
                                                                               65
                                                                      1000
          70                                                                   60                                            85
                                                   So urce: P latts   800      55 So urce: ICE, P latts
          50
                                                                               50                                            90
          30                                         600                        Jul 09 Oct 09 Jan 10 Apr 10 Jul 10
           Jan 08 Jul 08 Jan 09 Jul 09 Jan 10 Jul 10                                       NYMEX WTI
                 NYMEX WTI               S&P 500 (RHS)                                     US Dollar Index (inversed RHS)
                                                                                                                    
Oil prices have closely tracked macroeconomic expectations and financial market activity over the past 
year.  However,  during  the  past  month  oil  prices  diverged  from  rising  equity  markets  at  times,  leading 
analysts  to  suggest  near‐term  supply  and  demand  fundamentals  may  be  reasserting  their  influence  as 
the primary driver of oil prices for now at the expense of macroeconomic data. The relatively high global 
inventory cover is singled out for putting the current cap on any sustained upward price  moves above 
$80/bbl. OECD oil inventories are on track to reach their highest level since 1998. 
 
In  the  US  market,  oil  inventories  are  at  20‐year  highs.                    Crude Futures
Exceptionally high crude stocks, including volumes held at  $/bbl                  Forward Spreads
                                                                      0
Cushing  storage  depots,  pressured  prompt  prices,  with 
                                                                     -2
the  contango  between  the  front  month  WTI  futures              -4
contracts  and  forward  months  steadily  deepening,  after         -6
narrowing in July. The WTI M1‐M2 contango increased to               -8
around  $1.43/bbl  in  early  September,  compared  to  an  -10
average of $0.59/bbl in August and just $0.43/bbl in July.  -12
                                                                                                         Source: Platts
The  WTI  M1‐M12  price  spreads  widened  to  around  -14
$7.50/bbl in early September compared with $5.45/bbl in               Aug 09 Nov 09      Feb 10 May 10      Aug 10
                                                                            WTI M1-M12         Brent M1-M12
August and $4.55/bbl in July. 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                   31 
P RICES                                                                I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




A  less‐than‐stellar  summer  gasoline  season  also  shone  a  spotlight  on  stubbornly  high  unemployment 
rates  in  the  US  and  weaker  consumer  confidence.  Underscoring  the  weak  summer  driving  season 
gasoline crack spreads in August were around 40% below May levels. On the NYMEX, heating oil futures 
started  trading  at  a  premium  to  gasoline  futures  earlier  than  usual.  While  gasoil  and  other  middle 
distillate crack spreads improved on the month, swelling inventories may yet undermine their strength. 
Distillate stocks reached 20‐year highs in the US while in Europe floating storage levels of mostly gasoil 
and jet fuel continued to swell by end‐August.  
 
In the absence of significant hurricane activity, a growing number of analysts see the current oversupply, 
coupled  with  prospects  for  the  global  economic  recovery  to  slow  markedly  this  year  and  next,  likely 
tempering sustained upward price moves. Meanwhile our own supply/demand balance sees little sign of 
sustained market tightening before well into 2011. 
                                                         




                                     Prompt Month Oil Futures Prices

                                        Table Unavailable
                                    Available in the subscription version.
                      To subscribe, visit: http://www.iea.org/w/omrss/default.aspx




                                                                                                                                    
                                                           
 
Futures Markets
Hedge funds and other non‐commercial investors in August also signalled a shift in their erstwhile bullish 
outlook for prices. Non‐commercials cast a vote of no confidence for further price rises above $80/bbl by 
taking on a record number of short positions.   
 
Trading activity in crude oil futures on the NYMEX picked up in August after July open interest fell to the 
lowest  level  since  end‐2009,  in  part  due  to  seasonal  slowdown  in  activity  and  part  due  to  the  narrow 
trading  range.  Open  interest  in  NYMEX  WTI  rose  slightly  to  1 308 million  contracts  in  August,  up  5.6% 
from  July.  Money  managers  switched  sides  during  the  month  as  they  unwound  long  positions  at  the 
beginning of August and increased short positions to record levels. Their net long holdings dropped by 
87% during August. Other reportables, swap dealers and producers took the other side of the market by 
increasing their net long positions.  
 
Open interest in NYMEX RBOB gasoline futures fell slightly, to 235 000 contracts. Money managers have 
practically erased their net long exposure by taking 26 000 new short positions from 6 600 short held at 
end‐July. Money managers have also gone net short in heating oil and natural gas futures (short holdings 
up by 19 600 and 37 600, respectively). 




32                                                                                                            10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                            P RICES  




                         Net Positions in WTI Futures                                       '000         NYMEX WTI Mth1
           '000
                                                Source: CFTC, Platt 's   $/bbl            Contracts            Open Interest                      $/bbl
         contract
          300                                                               86            1,600
          200                                                                                                             Source: CFTC, Platt s     150
                                                                           81             1,500
          100                                                                                                                                       130
                                                                                          1,400
            0                                                              76             1,300                                                     110
         -100                                                                             1,200                                                     90
                                                                           71                                                                       70
         -200                                                                             1,100
         -300                                                              66             1,000                                                50
                2 2 J un 0 6 J ul   2 0 J ul 0 3 A ug 17 A ug 3 1 A ug                      900                                                30
                   P roducers                        Swap Dealers                            Aug 08   Feb 09     Aug 09     Feb 10        Aug 10
                   M oney M anagers                  Other Reportables
                   Non-Reportables                   NYM EX WTI                                  Open Interest                 NYMEX WTI Mth1
                                                                                                                 
 
International efforts to enact stricter trading regulations are moving apace and are likely to take on more 
prominence when France assumes the head of the G‐20 next month. France, considered one of the more 
ardent proponents of stricter regulation, has sent detailed proposals to the European Commission calling 
for  common  action  to  regulate  commodities  markets.  France's  proposals  include  limiting  positions  in 
derivative  markets  and  increasing  transparency,  notably  on  the  identity  of  market  participants  and 
movements. The French recommendation also sets out guidelines for a more comprehensive European 
supervisory system for trading commodity derivatives.  
 
Meanwhile, the US Commodity Futures Trading Commission (CFTC) formally withdrew its proposed rule 
on  energy  position  limits  in  mid‐August  as  it  prepares  to  issue  broader  curbs  on  speculative  activity 
across all commodities, including energy. 
                                                           




                                              Spot Crude Oil Prices and Differentials

                                                         Table Unavailable
                                                  Available in the subscription version.
                                To subscribe, visit: http://www.iea.org/w/omrss/default.aspx




                                                                                                                                                               
                                                                                      
 
Spot Crude Oil Prices
Spot crude oil prices trended lower in August but managed to post month‐on‐month increases. WTI spot 
prices  rose  a  modest  $0.29/bbl  to  $76.62/bbl  while  Dated  Brent  gained  a  stronger  $1.51/bbl,  to 
$77.15/bbl.  Dubai  spot  prices  rebounded  smartly  from  July,  up  by  $1.60/bbl  to  $74.09/bbl  as  demand 
picked  up  for  Middle  East  crudes.  Exceptionally  high  levels  of  crude  stocks  going  into  a  period  of 
significant refinery run cuts during the September‐November maintenance season is adding downward 
pressure on spot markets. 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                             33 
P RICES                                                                          I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




              $/bbl          Benchmark Crude Prices                  $/bbl       WTI vs Dated Brent Arbitrage
              90
                                                                      6
              85
                                                                      4
              80
                                                                      2
              75
                                                                      0
              70
                                                                     -2
              65
                                          Source: Platts             -4
              60                                                                                                    Source: Platts
                                                                     -6
               Aug 09   Nov 09      Feb 10   May 10        Aug 10
                    WTI Cushing         Dated Brent          Dubai   Aug 09       Nov 09       Feb 10       May 10        Aug 10
                                                                                                                
Price  trends  for  Atlantic  basin  markers  WTI  and  Brent  diverged  markedly  over  the  past  month.  The 
growing glut of stocks in the US added further downward pressure on prompt prices while maintenance 
work in the North Sea boosted Brent’s premium. As a result, WTI was once again trading at a discount to 
Brent in August, averaging $0.53/bbl for the month versus a premium of $0.68/bbl in July and $0.44/bbl 
in June. By the end of the first week of September, the spread had widened to a discount of $3.65/bbl. 
 
Brent’s relative strength also distorted pricing relationships with other crudes pegged to the benchmark 
at  end‐July  and  early‐August,  especially  West  African  grades,  but  the  differentials  gradually  recovered 
over the month.  
                                                                             $/bbl              Nigeria
              $/bbl                     Urals                                         Differentials to Dated Brent
                         Differentials (NWE / Med) vs Brent               3.0
              1
                                                                          2.5
              0                                                           2.0

              -1                                                          1.5
                                                                          1.0
              -2
                                                                          0.5
              -3
                                                                          0.0
                   Source: Platts
                                                                                                                Source: Platts
              -4                                                          -0.5
              Aug 09       Nov 09    Feb 10     May 10      Aug 10           Aug 09 Nov 09      Feb 10           May 10  Aug 10
                                                                                 Brass River-DB                  Bonny Light-DB
                            Urals (NWE)                Urals (Med)
                                                                                 Forcados-DB
                                                                                                            
By contrast, Urals differentials to Brent strengthened smartly over the month due to a scheduled drop in 
Russian  exports  in  September.  In  the  Mediterranean,  Urals  discounts  to  Dated  Brent  narrowed  from 
around $3.20/bbl in the first week of August versus $0.16/bbl by the last week. But the high prices for 
Urals eroded refining margins, prompting buyers to seek alternative grades until prices come down. 
 
In  Asia,  the  Brent/Dubai  spread  also  narrowed  over  the 
month  on  stronger  demand  for  Middle  Eastern  crudes  $/bbl               Middle Eastern Crude Prices
ahead of the peak winter demand season. Dubai’s discount                              vs. Dated Brent
to  Dated  Brent  steepened  from  $3.15/bbl  on  average  in  5
July to around $5.25/bbl in the first week of August before  3
gradually narrowing to just under $2/bbl at end‐month.             1
                                                                  -1
The  relative  strength  of  Dubai  and  stronger  demand  for 
Mideast crudes given the upcoming seasonal shift in focus  -3
to distillate‐rich grades is behind a number of Middle East  -5
                                                                       Source: Platts
producers  jacking  up  official  selling  prices  for  October.  -7
Saudi  Aramco  raised  prices  for  all  crude  exports,  with  Aug 09 Nov 09 Feb 10 May 10 Aug 10
European  customers  seeing  the  highest  increases.                            Oman-DB          Dubai-DB




34                                                                                                                        10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                               P RICES  




Increments range from a low of $0.45/bbl for Arab Heavy in Northwest Europe to a high of $1.65/bbl for 
Arab  Medium  in  the  Mediterranean.  The  price  hikes  are  in  line  with  levels  seen  for  competing  grades 
such  as  Urals.  By  contrast,  US  and  Asian  customers  saw  smaller  increases  of  $0.05/bbl  to  $0.15/bbl. 
Prices  for  Arab  Super  Light  in  Asia  were  the  exception,  up  a  steeper  $0.75/bbl  on  the  back  of  strong 
naphtha crack spreads. 
 
Spot Product Prices
Even  before  the  official  end  to  what  proved  to  be  a  disappointing  summer  gasoline  season  in  the 
northern hemisphere, market activity shifted to heating fuels and diesel markets. On the NYMEX, heating 
oil  shifted  to  trading  at  a  premium  to  gasoline  earlier  than  usual  this  year.  In  Asia,  gas  oil  and  jet 
kerosene markets posted the strongest month‐on‐month increases.  
 
Overall in August spot prices for refined products were higher, bar gasoline in the US and Mediterranean 
markets. With the unspectacular US summer driving season formally ended after the Labor Day holiday, 
gasoline has clearly emerged as the weak link in the US product supply chain. Gasoline crack spreads in 
Atlantic  basin  markets  have  plummeted  more  than  40%  from  May  levels.    In  New  York,  crack  spreads 
narrowed  to  a  few  cents  above  $9/bbl  in  August  compared  with  just  under  $12/bbl  in  July,  around 
$13.50/bbl in June and over $16/bbl in May.  
           $/bbl                    NYMEX
                                                                            $/bbl             Gasoline
                               Front Month Crack                                    Cracks to Benchmark Crude s
                                                                            18
           18
           16                                                               16
           14                                                               14
           12                                                               12
           10                                                               10
            8                                                                8
            6                                                                6
            4                                                                4                           Source: Platts
            2                                             Source: Platts     2
            0
                                                                            Aug 09   Nov 09   Feb 10   May 10       Aug 10
            Aug 09       Nov 09   Feb 10           May 10          Aug 10         NWE Unl 10ppm         USGC
                           Heating Oil             RBOB                           Med Unl 10ppm         SP
                                                                                                           
 
In Europe, weak demand for export cargoes from the US undermined gasoline markets, with cracks now 
down 50% from the peak 2010 levels reached in March. Differentials to Brent in Northwest Europe fell by 
about $1.10/bbl to $7.24/bbl in August and are now about half of the average $14/bbl seen in March. In 
the  Mediterranean,  Urals  cracks  were  off  by  $2.08/bbl  to  $6.33/bbl,  about  half  of  March  levels  of 
$13.56/bbl. 
 
In  Asia,  gasoline  crack  spreads  were  also  weaker  with  $/bbl                    Naphtha
                                                                              Cracks to Benchmark Crudes
differentials to Dubai in Singapore off $1.50/bbl in August  10
to  $8.43/bbl  and  in  Japan  down  a  smaller  $1.20/bbl  to 
                                                                     6
$10.34/bbl.  By  contrast,  naphtha  markets  in  Asia  and 
Europe  rebounded  in  August  on  stronger  petrochemical           2
demand  and  a  shortage  of  prompt  supplies,  with  spot         -2
prices  up  month‐on‐month  by  $4‐5/bbl.  The  higher  spot        -6
prices  led  to  a  steady  improvement  in  cracks  spreads  in       Source: Platts
August but they still remained in negative territory, though  -10
                                                                     Aug 09 Nov 09       Feb 10 May 10     Aug 10
differentials  to  Dubai  crude  in  Singapore  briefly  turned                 NWE            SP
positive  mid‐month.  In  Asia,  higher  petrochemical  buying                  Med CIF        ME Gulf
by  China  strengthened  naphtha  crack  spreads.  Increased 
spot  purchase  by  Taiwan’s  Formosa  Plastics  for  its  ethylene  cracker  following  the  refinery  fire  also 
supported naphtha markets. Differentials to Dubai crude in Singapore narrowed to ‐$0.78/bbl in August 
compared with ‐$3.92/bbl in July. 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                              35 
P RICES                                                                    I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




In Europe, naphtha markets were supported by increased purchases from petrochemical buyers due to a 
shortage  of  prompt  supplies  amid  refinery  cutbacks  as  well  as  relatively  higher  LPG  prices.  Naphtha 
differentials to Brent narrowed to ‐$3.91/bbl in August versus ‐$6.36/bbl in July. 
            $/bbl        Gasoil/Heating Oil                        $/bbl            Diesel Fuel
                     Cracks to Benchmark Crudes                            Cracks to Benchmark Crudes
            18                                                     18
            16                                                     16
            14                                                     14
            12                                                     12
            10                                                     10
             8                                                      8
             6                                                      6
             4                                                      4
             2                           Source: Platts             2                                       Source: Platts
             0                                                      0
             Aug 09  Nov 09     Feb 10   May 10   Aug 10            Aug 09  Nov 09   Feb 10            May 10   Aug 10
                  NWE Gasoil 0.1%         NYH No. 2                     NWE ULSD 10ppm                 NYH No. 2
                  Med Gasoil 0.1%         SP Gasoil 0.5%                Med ULSD 10ppm                 SP Gasoil 0.05%
                                                                                                                   
Markets are now squarely focused on middle distillates. Gas oil and other middle distillate crack spreads 
improved  over  the  month  but  high  inventories  may  yet  undermine  their  strength.  Distillate  stocks 
reached  20‐year  highs  in  the  US  while  in  Europe  floating  storage  levels  of  mostly  gas  oil  and  jet  fuel 
continued  to  swell  by  end‐August.  In  the  Mediterranean,  differentials  for  diesel  rose  by  $1.85/bbl  to 
$13.53/bbl  while  gas  oil  gained  a  smaller  $0.78/bbl  to  $11.19/bbl.  In  the  US  heating  oil  cracks  to  WTI 
increased to $8.22/bbl last month compared with $6.81/bbl in July.  
                                                                




                                                      Spot Product Prices

                                              Table Unavailable
                                         Available in the subscription version.
                           To subscribe, visit: http://www.iea.org/w/omrss/default.aspx




                                                                                                                                      
                                                                
 




36                                                                                                                 10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                                                       P RICES  




Refining Margins
The picture for refining margins was mixed in August. Average monthly margins in North West Europe 
(NWE)  and  Singapore  improved,  US  West  Coast  margins  fell,  while  Mediterranean,  US  Gulf  Coast  and 
Chinese  margins  saw  diverging  trends.  Despite  some  increases  from  early‐August  lows,  margins  in 
general remain poor by historical standards and underpin a fairly cautious outlook for refinery crude runs 
in  coming  months.  North  West  European  margins  inched  higher  in  August  from  early  month  lows,  as 
product  cracks,  especially  for  distillates,  improved  on  tighter  supplies.  In  the  Mediterranean,  margins 
were mixed. Urals cracking and hydroskimming margins improved on average in August on better middle 
distillate,  naphtha  and  fuel  oil  cracks,  but  as  Urals  strengthened  relative  to  Brent  during  the  months, 
margins also deteriorated. Es Sider margins moved slightly lower. 
                                              Selected Refining Margins in Major Refining Centres
                                                                                              ($/bbl)

                                                                                 Monthly Average                      Change                        Average for week ending:
                                                                       Jun 10        Jul 10     Aug 10            Aug 10-Jul 10     06 Aug       13 Aug      20 Aug       27 Aug        03 Sep


  NW Europe                 Brent (Cracking)                             3.29         0.78         1.06                 0.27         -0.41         0.84         1.19        2.21           2.23
                            Urals (Cracking)                             3.10         1.92         2.06                 0.13          1.80         2.59         1.98        2.01           1.88
                            Brent (Hydroskimming)                        0.76        -1.31        -0.89                 0.41         -2.63        -1.13        -0.57        0.41          -0.01
                            Urals (Hydroskimming)                       -1.96        -2.74        -2.28                 0.46         -2.96        -1.80        -2.11       -2.03          -2.72

  Mediterranean             Es Sider (Cracking)                          1.29         0.98         0.61                -0.37          0.53         0.86         0.57        0.67           0.29
                            Urals (Cracking)                             1.66         0.89         0.94                 0.06          0.69         1.45         1.01        0.91           0.39
                            Es Sider (Hydroskimming)                    -3.27        -2.90        -3.05                -0.15         -3.53        -2.93        -2.73       -2.76          -3.75
                            Urals (Hydroskimming)                       -4.17        -4.80        -4.00                 0.81         -4.70        -3.42        -3.63       -3.87          -5.02

  US Gulf Coast             Bonny (Cracking)                            -0.72        -0.54        -1.52                -0.97         -1.88        -2.52        -1.64       -0.27          -0.63
                            Brent (Cracking)                            -0.80        -1.94        -2.76                -0.82         -4.16        -3.73        -2.50       -0.94          -1.84
                            LLS (Cracking)                               0.04        -0.68        -1.00                -0.32         -1.96        -2.02        -0.97        0.35          -0.34
                            Mars (Cracking)                              0.14        -0.10         0.25                 0.34         -1.06        -0.38         0.13        1.70           0.95
                            Mars (Coking)                                2.01         1.48         2.01                 0.53          0.88         1.11         1.89        3.49           2.68
                            Maya (Coking)                                5.75         3.65         3.31                -0.34          2.61         2.18         3.45        4.34           4.16

  US West Coast             ANS (Cracking)                               1.78        1.50         0.99                 -0.51          1.18        0.96         0.47        1.97           -0.27
                            Kern (Cracking)                              5.48        4.63         3.22                 -1.41          3.65        2.27         3.05        5.00            3.55
                            Oman (Cracking)                              1.38        4.15         1.19                 -2.96          3.57        1.37        -0.02        1.37           -1.21
                            Kern (Coking)                               15.65       14.47        11.33                 -3.14         13.80       11.36        10.01       11.63            9.22

  Singapore                 Dubai (Hydroskimming)                       -2.74        -1.53        -1.28                 0.25         -1.46        -1.46        -1.36       -0.82          -1.61
                            Tapis (Hydroskimming)                       -3.32        -3.68        -2.94                 0.73         -4.34        -2.76        -2.29       -2.01          -3.84
                            Dubai (Hydrocracking)                       -0.67         0.14         0.52                 0.39          0.53         0.37         0.34        0.84           0.29
                            Tapis (Hydrocracking)                       -1.45        -3.18        -2.26                 0.91         -3.57        -2.15        -1.79       -1.36          -2.57

  China                     Cabinda (Hydroskimming)                     -6.52        -2.99        -2.77                 0.22         -4.45        -2.36        -1.88       -2.02          -3.79
                            Daqing (Hydroskimming)                      -4.52         0.40        -0.29                -0.69          0.03        -0.21        -0.15        0.08          -2.53
                            Dubai (Hydroskimming)                       -2.48        -1.27        -1.09                 0.17         -1.25        -1.26        -1.19       -0.65          -1.44
                            Daqing (Hydrocracking)                      -0.72         2.07         1.39                -0.67          1.79         1.34         1.30        1.69           0.12
                            Dubai (Hydrocracking)                       -0.34         0.48         0.78                 0.30          0.80         0.64         0.59        1.10           0.54
For the purposes of this report, refining margins are calculated for various complexity configurations, each optimised for processing the specific crude in a specific refining centre on a 'full-
cost' basis. Consequently, reported margins should be taken as an indication, or proxy, of changes in profitability for a given refining centre. No attempt is made to model or otherwise
comment upon the relative economics of specific refineries running individual crude slates and producing custom product sales, nor are these calculations intended to infer the marginal
values of crudes for pricing purposes.
*The China refinery margin calculation represents a model based on spot product import/export parity, and does not reflect internal pricing regulations.
Sources: IEA, Purvin & Gertz Inc.                                                                                                                                                                     
US margins were also mixed in August. US Gulf Coast margins fell on average in the month, except for 
Mars, though generally rose in the second half of August. Sharply lower throughputs reduced supplies, 
pushing gasoline cracks and margins higher in the second half of the month, with approaching Atlantic 
storms likely also playing a psychologically supportive role. On the West Coast, margins all fell in August 
in  line  with  sliding  gasoline  prices.  The  end  of  the  driving  season  and  high  product  inventories  saw 
regional gasoline prices plummet; Los Angeles RBOB spot prices fell from $96.45/bbl at the end of July to 
$84.80/bbl at the end of August.  
 
Singapore  margins  increased  over  the  month,  with  Dubai  hydrocracking  remaining  positive  and  Tapis 
improved from the very low levels seen at the beginning of August. 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                                                      37 
P RICES                                                                          I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




            $/bbl                NWE Margins                           $/bbl               USGC Margins
             8                                                         10
             5
                                                                        5
             3
             0                                                          0
            -3
            -5                                                          -5
            -8
                                                                       -10
             Mar 10         May 10      Jul 10       Sep 10
                                                                        Mar 10           May 10             Jul 10            Sep 10
                                                                                 Maya Coking                      LLS Cracking
                      Brent Cracking        Brent H'skimming                     Mars Coking                      Mars Cracking
                      Urals Cracking        Urals H'skimming                     Brent Cracking
                                                                                                                                         
 
End-User Product Prices in August
End‐user prices in US dollars, ex‐tax, continued July’s increases, rising in August by a slight 0.5% across 
the  IEA  region.  Price  rises  were  led  by  low‐sulphur  fuel  oil  which  increased  by,  on  average,  1.5%  with 
notable  increases  in  Italy  (+1.9%)  and  France  (+1.7%). 
                                                                                   End-User Product Prices
On  the  same  basis,  gasoline  weakened  by  an  average 
                                                                                  Monthly Changes in USD, ex-tax
0.3%  with  only  the  US  (+0.3%)  and  Canada  (+0.1%)              2.5%
                                                                      2.0%                                       1.5%
reporting  price  increases.  The  average  IEA  diesel  price 
                                                                      1.5%
inched  up  by  0.7%  with  only  France  (‐0.5%)  and                         -0.3%       0.7%        0.3%
                                                                      1.0%
Germany (‐0.2%) experiencing price contractions.                      0.5%
                                                                      0.0%
The effect of the weakening US dollar, which increases  -0.5%
the purchasing power of non‐US users, is evident when  -1.0%
prices  in  national  currencies  are  examined.  Gasoline  -1.5%
pump  prices  fell  across  all  surveyed  countries  by  -2.0%
                                                                              Gasoline     Diesel     Heat.Oil    LSFO
between 0.2% (Canada) and 1.5% (Japan), except in the 
                                                                       France            Germany          Italy
US  where  they  increased  by  0.3%.  Forecourt  gasoline             Spain             United Kingdom Japan
prices  averaged  $2.73/gallon  in  the  US,  ¥134/litre  in           Canada            United States    Average
Japan and £1.16/litre in the UK. In continental Europe, 
prices  ranged  from  €1.17/litre  in  Spain  to  €1.39/litre  in  Germany.  Forecourt  diesel  price  trends  were 
geographically distinct, prices decreasing slightly in Japan and Europe while rising significantly in North 
America.  End‐user  diesel  prices  averaged  $2.95/gallon  in  the  US,  ¥114/litre  in  Japan  and  £1.19/litre  in 
the UK whilst in the Eurozone they ranged from €1.08/litre in Spain to €1.21 in Italy. 
 
Freight
Dirty tanker rates remained exceptionally soft in August, reflecting the pressure of abundant tonnage on 
the market. As with July, oversupply was most pronounced in East of Suez markets where it negated high 
demand. VLCC rates on the benchmark Middle East Gulf – Japan route stayed close to break‐even levels. 
Rates began and ended the month at approximately $9/mt, although some mid‐month respite was felt 
as  rates  briefly  rallied  close  to  $12/mt  as  charterers  fixed  date‐specific  cargoes  for  delivery  by  month‐
end.  The  Suezmax  market  fared  even  worse,  with  rates  falling  below  break‐even  levels  following  low 
demand for cargoes of Brent‐pegged, West African grades which traded at a premium to benchmark US 
and Asian crudes. Rates on the benchmark West Africa – US Atlantic Coast route plummeted to below 
$10/mt by early September, their lowest level in a year. 




38                                                                                                                      10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                               P RICES  




                Daily crude oil tanker voyage freight                                             Daily product tanker voyage freight
         US$/m t                 rates                                                US$/m t                    rates
         28                                                                           35
         24                                                                           30
         20                                                                           25
         16                                                                           20
         12                                                                           15
          8                                                                           10
          4                                                                            5
                                                        So urce: P latts                                                           So urce: P latts
          0                                                                            0
          Jan 09           Jul 09             Jan 10          Jul 10                   Jan 09          Jul 09            Jan 10            Jul 10
                 8 0 k t N S e a - N W E ur         13 0 k t W A f r- US A C                    3 0 K C a rib - US A C            2 5 K UKC - US A C
                 V LC C M E G ulf - J a p                                                       75K M EG-Jap                      3 0 K S E A s ia - J a p
                                                                                                                                                                   
As in July, the clean tanker market performed slightly better, albeit with geographical variations. East of 
Suez markets fared particularly well with strong demand for vessels to ship products to and from Asian 
markets helping to keep the market firm. Rates on the benchmark Aframax Middle East Gulf – Japan and 
Handymax  Singapore  –  Japan  routes  gained  $1/mt  over  the  month  to  stand  at  $28/mt  and  $14/mt, 
respectively. Atlantic Basin markets fared poorly with scant transatlantic gasoline trade keeping demand 
low  and  tonnage  high,  and  even  the  deployment  of  extra  vessels  for  floating  storage  in  North  West 
Europe could not lift rates from their malaise. By month‐end, the benchmark trades between the UK and 
US  Atlantic  Coast  and  Caribbean  and  US  Atlantic  Coast  stood  $5/mt  and  $3/mt  respectively  below  a 
month earlier. 
 
Short‐term  floating  storage  of  crude  fell  dramatically  by  m b          Global crude floating storage
22.0 mb  to  stand  at  37.0 mb  by  end‐August,  despite  a              (short-term and semi-permanent)
                                                                   175                           So urce: EA Gibso n, SSY and
widening  contango.    The  Middle  East  accounted  for  69%                                    IEA estimates
                                                                   155
(15.2 mb)  of  the  crude  draw,  as  Iran  managed  to  offload 
                                                                   135
some of its unsold cargoes. The remainder of the fall was 
                                                                   115
accounted for by the US Gulf (‐4.8 mb) and Asia Pacific (‐
                                                                    95
2.1 mb). Crude now accounts for 51% of floating storage, 
a  sharp  contrast  to  end‐May  when  it  accounted  for  73%.     75

This  broadly  reflects  changing  storage  economics,  which       55
                                                                      Jan       Mar       May        Jul      Sep        Nov
eroded  throughout  June  and  July  in  line  with  the                   R a nge 2 0 0 5 - 0 9             2009
flattening  of  the  forward  price  curve.  Products  storage             2 0 10                            A v e ra ge 2 0 0 5 - 0 9
however,  has  seen  a  recent  resurgence  with  clean 
volumes, notably middle distillates, rising to 35.3 mb (+4.2 mb) by end‐August with rises in North West 
Europe (+4.1 mb) and the Mediterranean (+0.3 mb). Floating storage of crude and products now amount 
to 72.4 mb, its lowest level since February 2009. 
 
The pressure on dirty freight rates is emphasised by the recent changing dynamics of the storage fleet. 
EA Gibson shipbrokers report that by end‐August the fleet contained its lowest level of VLCCs (18) since 
December 2008, following a fall of 11 VLCCs on the month. In contrast, six more vessels of Aframax size 
or smaller were being used for storage compared to a month earlier. 
 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                 39 
R EFINING                                                                        I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




REFINING
 
Summary
• Global refinery crude throughputs for 2Q10 have been revised up by 115 kb/d to average 74.1 mb/d 
  since  last  month’s  report,  following  higher‐than‐expected  runs  in  the  US,  Brazil,  Thailand  and  Saudi 
  Arabia for June. Global crude runs are expected to increase by 600 kb/d in 3Q10, due to a seasonal lull 
  in  maintenance  in  Europe  and  the  Pacific  and  higher  runs  in  the  FSU,  the  Middle  East  and  Latin 
  America.  Annual  growth  remains  dominated  by  China  (+550 kb/d)  and  the  US  (+300 kb/d),  partially 
  offset by continued outages in Latin America (‐340 kb/d). 
 
• 4Q10 global refinery crude runs are expected to fall back from the high levels seen in 2Q10/3Q10, in 
  line  with  an  expected  slowdown  in  oil  product  demand  growth  in  the  second  half  of  this  year,  to 
  average 73.9 mb/d. This is 780 kb/d lower than 3Q10 runs, but still an impressive 1.4 mb/d above a 
  year  earlier.  All  regions  are  expected  to  record  year‐on‐year  growth,  bar  Latin  America,  where 
  continued outages restrict runs.  
 
• OECD  crude  runs  averaged  37.5  mb/d  in  July,  120 kb/d  higher  than  both  June  and  our  previous 
  estimate.  Higher‐than‐expected  throughputs  in  Europe  more  than  offset  downwardly  revised  North 
  American and Pacific runs. Total OECD crude runs have been left unchanged at 37.0 mb/d for 3Q10 
  but are seen falling to 35.5 mb/d in 4Q10 on increased maintenance and continued sluggish demand 
  in the OECD.  
 
• June  OECD  refinery  yields  increased  for  most  products  bar  gasoline.  Gasoil/diesel  rose 
  0.56 percentage points (pp), naphtha 0.06 pp, jet fuel 0.04 pp, fuel oil 0.05 pp and other products 0.02 
  pp while gasoline yields fell 0.36 pp compared to May data. OECD refinery gross output continued its 
  upward  trend,  increasing  over  1  mb/d  and  narrowing  the  5‐year  average  deficit  to  just  shy  of 
  500 kb/d. 
 

                               Global Refining                                    Throughputs vs. Demand
              mb/d             Crude Throughput                       mb/d                 Annual growth
              76                                                       3.0
              75                                                       2.0
              74                                                       1.0

              73                                                       0.0
                                                                      -1.0
              72
                                                                      -2.0
              71
                                                                      -3.0
                   Jan   Mar   May     Jul   Sep   Nov      Jan
                         Range 05-09            Average 05-09                1Q05 1Q06 1Q07 1Q08 1Q09 1Q10
                         2009                   2010 (est.)                           Crude Runs            Demand
                                                                                                                                       
 
Global Refinery Throughput
2Q10 global refinery crude throughputs have been revised up by 115 kb/d from last month’s report, to 
average 74.1 mb/d. The bulk of the change came from the OECD, where monthly submitted June data for 
the US were 230 kb/d higher than the weekly data had indicated, only partly offset by lower Pacific runs. 
Non‐OECD  2Q10  crude  runs  are  globally  unchanged  since  last  month’s  report,  although  this  masks 
offsetting  revisions  for  individual  countries.  Higher‐than‐expected  crude  runs  in  Brazil,  South  Africa, 
Thailand  and  Saudi  Arabia  in  June  were  offset  by  slightly  lower  throughputs  in  April  and  May  for  a 
number of countries. Global annual growth in 2Q10 now stands at 1.84 mb/d, of which 57% is accounted 
for by China, 41% by North America and 20% by Other Asia. Lower runs in Latin America and to a lesser 
extent the Middle East and Europe provide a partial offset to this growth. 



40                                                                                                                      10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                    R EFINING  




In 3Q10, global refinery activity is likely to show a continued increase, adding another 600 kb/d to the 
total, in line with seasonal patterns. Scheduled maintenance normally hits a low point in 3Q before again 
restraining runs in 4Q. For 2010, refinery shutdowns are estimated to fall from just over 5.6 mb/d in 2Q, 
to  3.8  mb/d  in  3Q10.  Although  information  on  scheduled  outages  for  the  fourth  quarter  is  still 
incomplete (as seen in the graph below), we expect actual outages to increase at the tail end of the year 
in line with historical norms.  
 
          mb/d         Firm Global Refinery Shutdowns                                        mb/d          Firm Global Refinery Shutdowns
          8.0                                                                                6.0

          6.0                                                                                5.0
                                                                                             4.0
          4.0
                                                                                             3.0
          2.0                                                                                2.0

          0.0                                                                                1.0
            Dec-09        Mar-10    Jun-10                Sep-10  Dec-10                     0.0
                        OECD NAM                            OECD Europe                                2006            2007        2008        2009        2010
                        OECD Pacific                        ROW
                        World Y-1                                                                                 1Q          2Q          3Q          4Q
                                                                                                                     
 
As such, 4Q10 global refinery crude runs are seen falling back to 73.9 mb/d, though still maintaining an 
impressive  year‐on‐year  recovery.  Runs  average  1.4  mb/d  above  4Q09’s  depressed  levels, with  growth 
stemming from all regions, bar Latin America, where runs still lag year‐ago levels due to outages and shut 
capacity. An expected slowdown in global demand growth in the second half of the year will likely again 
put pressure on refiners to show restraint and reduce run rates beyond planned maintenance in order to 
support refining margins. In this forecast, we continue to exclude a restart of PDVSA’s Curaçao refinery 
until progress is made in resolving the technical problems, which caused the refinery to shut in  March 
2010. We are also excluding a restart of Valero’s Aruba refinery, as the company is only planning to make 
a decision on whether to resume operations once turnarounds are completed (late‐October), depending 
on  the  market  situation  and  the  state  of  the  refinery.  If  either  of  these  refineries  were  to  be  brought 
back on line, US Gulf Coast profitability could be further undermined, forcing additional reductions. 
 
                                                          Global Refinery Crude Throughput1
                                                                         (million barrels per day)
                          May 10         Jun 10       2Q2010         Jul 10       Aug 10        Sep 10       3Q2010           Oct 10      Nov 10       Dec 10     4Q2010


North America                 18.1          18.3          18.2          18.4          18.0          17.4           17.9         17.1           17.0        17.0     17.1
Europe                        12.0          13.1          12.4          12.8          12.6          12.5           12.6         12.1           12.0        12.0     12.0
Pacific                         6.2           5.9          6.2           6.3           6.7           6.3            6.4            6.1          6.4         6.7      6.4
Total OECD                    36.3          37.3          36.8          37.5          37.3          36.2           37.0         35.3           35.4        35.8     35.5


FSU                             6.0           6.2          6.2           6.4           6.4           6.2            6.4            6.3          6.5         6.5      6.4
Non-OECD Europe                 0.6           0.7          0.7           0.7           0.7           0.7            0.7            0.7          0.7         0.7      0.7
China                           8.5           8.6          8.5           8.3           8.3           8.5            8.4            8.7          8.8         8.9      8.8
Other Asia                      8.8           8.9          8.8           8.9           8.6           8.8            8.8            8.9          8.9         8.9      8.9
Latin America                   5.0           5.1          5.0           5.1           5.0           5.2            5.1            5.3          5.3         5.2      5.3
Middle East                     5.9           6.0          5.9           6.1           6.0           6.1            6.1            6.0          6.0         6.0      6.0
Africa                          2.3           2.4          2.4           2.4           2.3           2.3            2.3            2.3          2.3         2.3      2.3
Total Non-OECD                37.1          38.1          37.3          38.0          37.4          37.6           37.7         38.2           38.5        38.5     38.4


Total                         73.5          75.4          74.1          75.5          74.7          73.8           74.7         73.5           73.9        74.2     73.9
1 Preliminary and estimated runs based on capacity, known outages, economic run cuts and global demand forecast
                                                                                                                                                                            
 




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                      41 
R EFINING                                                                                       I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




OECD Refinery Throughput
OECD  crude  throughputs  averaged  37.5  mb/d  in  July,  120 kb/d  above  June  runs  and  our  previous 
estimate  (and  1.1  mb/d  above  July  2009).  OECD  Pacific  runs  added  350 kb/d  from  a  month  earlier,  as 
seasonally  rising  throughputs  in  Japan  were  partly  offset  by  lower  runs  in  South  Korea.  Pacific 
maintenance  fell  sharply,  from  1.1  mb/d  in  June  to  0.7 mb/d  in  July.  Offline  capacity  fell  further  in 
August, to a seasonal low point of 0.4 mb/d. Indeed, weekly data for Japan show runs there increasing by 
another 290 kb/d, to average 3.59 mb/d.  
 
The increased activity in the Pacific was offset by a contraction in European runs from June’s more robust 
levels. European crude throughputs hit an 18‐month high in June, supported by improved margins and 
turnaround completions, but are thought to have fallen back since as profitability deteriorated sharply 
over July and into early August (before recovering by end‐month). French refinery runs bucked the trend 
and posted a 115 kb/d increase in July, in line with lower maintenance. North American runs were steady 
in July from a month earlier, but an impressive 755 kb/d above the same month a year ago. Preliminary 
data for August point to a sharp decline in refinery runs in the US, particularly on the US Gulf Coast in the 
second  half  of  the  month.  Although  increased  maintenance  accounted  for  a  share  of  the  decline, 
deteriorating economics also played its part.  
 
                                Refinery Crude Throughput and Utilisation in OECD Countries
                                                                  (million barrels per day)
                                                                                                             Change from              Utilisation rate1
                                     Feb 10     Mar 10      Apr 10     May 10      Jun 10     Jul 10       Jun 10       Jul 09        Jul 10      Jul 09


        US2                           13.97      14.30       15.12      15.22      15.39       15.43          0.04       0.80          87.5%       83.0%
        Canada                         1.75        1.74       1.69       1.63        1.75       1.71         -0.04      -0.05          87.0%       89.5%
        Mexico                         1.24        1.25       1.26       1.23        1.20       1.21          0.02       0.00          71.7%       78.5%
      OECD North Am erica             16.96      17.29       18.07      18.08      18.33       18.35          0.02       0.76          86.2%       83.3%


        France                         1.30        1.45       1.46       1.35        1.34       1.45          0.11      -0.10          80.0%       79.5%
        Germany                        1.83        1.76       1.89       1.93        2.02       1.99         -0.03      -0.13          83.4%       88.8%
        Italy                          1.59        1.65       1.60       1.58        1.81       1.76         -0.06       0.05          77.2%       75.0%
        Netherlands                    1.08        1.10       1.05       1.03        1.11       1.06         -0.05       0.18          87.8%       73.3%
        Spain                          0.85        1.02       1.08       0.90        1.20       1.14         -0.06       0.09          81.3%       82.5%
        United Kingdom                 1.38        1.40       1.38       1.45        1.49       1.47         -0.02      -0.03          81.2%       79.4%
        Other OECD Europe              3.92        3.90       3.49       3.80        4.10       3.96         -0.14       0.14          81.1%       80.0%
      OECD Europe                     11.96      12.27       11.95      12.03      13.08       12.84         -0.25       0.19          81.3%       80.1%


        Japan                          3.79        3.57       3.50       3.22        2.83       3.31          0.48       0.14          71.8%       67.3%
        South Korea                    2.40        2.21       2.31       2.29        2.41       2.27         -0.13       0.02          83.2%       82.5%
        Other OECD Pacific             0.74        0.60       0.75       0.73        0.69       0.69          0.00       0.00          82.4%       85.4%
      OECD Pacific                     6.93        6.38       6.56       6.24        5.92       6.27          0.35       0.16          76.7%       74.1%
      OECD Total                      35.85      35.95       36.58      36.35      37.34       37.46          0.12       1.11          82.8%       80.5%
      1 Expressed as a percentage, based o n crude thro ughput and current o perable refining capacity
      2 US50
                                                                                                                                                            
 
In  all,  3Q10  OECD  runs  are  unchanged  from  last  month’s  report,  at  37.0  mb/d,  as  upwardly  revised 
European  estimates  are  offset  by  lower  throughputs  in  the  Pacific  and  North  America.  Annual  growth, 
although lower than 2Q10’s 800 kb/d increase, remains robust at 615 kb/d as all regions rose. With OECD 
demand growth fading further in the second half of this year, lower refinery runs are expected in 4Q10. 
Refiners will have to show restraint to keep a prop under margins and we currently see runs averaging 
35.5  mb/d.  Although  sharply  lower  than  3Q  estimates,  total  runs  nonetheless  retain  annual  growth  of 
about 200 kb/d versus very weak 2009 levels.  



42                                                                                                                                     10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                 R EFINING  




                                    OECD Total                                  mb/d                 OECD North America
          mb/d                  Crude Throughput                                                           Crude Throughput
          41                                                                    20
          40                                                                    19
          39
          38                                                                    18
          37                                                                    17
          36
                                                                                16
          35
          34                                                                    15
               Jan     Mar   May           Jul      Sep     Nov       Jan            Jan      Mar      May       Jul    Sep      Nov     Jan
                       Range 05-09                        Average 05-09                       Range 05-09                     Average 05-09
                       2009                               2010 (est.)
                                                                                              2009                            2010 (est.)
                       2010                                                                                                                       

North  American  crude  throughputs  averaged  18.4  mb/d  in  July,  unchanged  from  June  and  90 kb/d 
lower  than  our  previous  forecast.  Both  US  and  Canadian  runs  came  in  below  weekly  data  indications, 
offset  in  part  by  slightly  higher  Mexican  throughputs.  3Q10  crude  throughputs  are  now  estimated  at 
17.9 mb/d,  65 kb/d  lower  than  in  last  month’s  report.  Runs  are  expected  to  drop  further  in  4Q10,  to 
17.1 mb/d as demand slumps with the end of the driving season and due to record high product stocks. 
We expect refiners to cut runs to prevent a collapse in margins.  
 
The  fatal  explosion  of  a  gasoil  hydrotreater  at  Mexico’s  275 kb/d  Cadereyta  refinery  on  7  September, 
could  support  US  runs,  or  help  reduce  high  US  product  stocks,  if  damage  is  extensive  and  forces 
sustained run cuts. Mexico’s refining capacity lags domestic oil product demand, forcing the country to 
import around 40% of its gasoline needs. Mexico imported 432 kb/d of oil products from the US in June 
(of which 57 kb/d was ultra low sulphur diesel and 56 kb/d low sulphur diesel) making it the top importer 
of US refined products.  
 
US refinery runs in August were 220 kb/d lower than our previous estimate, averaging 15.0 mb/d. The 
monthly  drop  of  455 kb/d  is  in  part  due  to  higher  shutdowns  (+160 kb/d)  but  also  lower  margins  and 
voluntary run cuts. Regionally, refinery runs fell most on the Gulf Coast, and these were 280 kb/d lower, 
though West Coast runs also fell by 100 kb/d. Refinery margins on the Gulf Coast fell sharply in August, 
with cracking margins firmly in the red, before recovering by end‐month. PADD 2 runs were unchanged 
from July, despite the shutdown of Enbridge’s 6B line, as refiners instead took advantage to draw down 
record  high  PADD2  crude  stocks.  By  27  August,  regional  crude  inventories  had  fallen  by  almost  4 mb 
from the high of 97.7 mb reached four weeks earlier.  
 

          mb/d        US Weekly Refinery Throughput                             mb/d        US Weekly PADD 3 Refinery Runs
          17                                                                    8.5

          16                                                                    8.0
          15                                                                    7.5
          14
                                                                                7.0
          13
                                                                                6.5
          12
                Source: EIA                                                            Source: EIA
          11                                                                    6.0
               Jan            Apr          Jul           Oct                          Jan            Apr         Jul          Oct
                       Range 05-09                       Average 05-09                       Range 2005-09                    5-yr Average
                       2009                              2010                                2009                             2010
                                                                                                                                                  
 
European crude runs averaged 12.8 mb/d in July, 340 kb/d higher than our previous estimate and down 
250 kb/d from June’s high. Runs fell in most countries, on the back of falling margins, partially offset by 
higher  French  throughput  levels.  Refinery  runs  in  France  rose  by  115 kb/d  from  a  month  earlier  as 
maintenance  at  Petroplus’  85 kb/d  Reichstett  refinery  was  completed.  The  strike  forcing  Total’s 
refineries  to  run  at  reduced  rates  in  early  September,  is  not  expected  to  severely  curtail  throughputs. 



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                  43 
R EFINING                                                                            I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




After hitting a low point of ‐$1.09/bbl in early August, NWE Brent cracking margins rebounded sharply 
throughout  the  month  to  average  $2.23/bbl  in  the  week  ending  3  September.  Mediterranean  margins 
were more stable in August, with Urals slightly higher and Es Sider slightly lower on average. Saras, who 
operates the highly complex 300 kb/d Sardinia refinery, announced it would make economic run cuts in 
3Q10 due to poor margins.  
 

          mb/d                OECD Europe                            kb/d                     OECD Europe
                              Crude Throughput                                                   Shutdowns
          14.5                                                       2000
          14.0
                                                                     1500
          13.5
          13.0                                                       1000
          12.5
                                                                      500
          12.0
          11.5                                                             0
                 Jan    Mar    May    Jul   Sep     Nov    Jan                 Jan     Mar      May      Jul      Sep      Nov      Jan
                       Range 05-09               Average 05-09                       Range 06-09                     Average 06-09
                       2009                      2010 (est.)                         2009                            2010 (est.)
                                                                                                                
                                                            
OECD  Pacific  crude  runs  for  July  have  been  revised  lower  by  135 kb/d  due  to  lower  South  Korean 
throughputs  to  average  6.3 mb/d.  Runs  likely  rose  sharply  in  August,  as  regional  maintenance  hit  its 
seasonal  low  and  on  the  back  of  improved  cracking  margins.  Scheduled  outages  appear  to  have  fallen 
from  680 kb/d  in  July  to  370 kb/d  in  August  (and  1.1  mb/d  in  June).  According  to  trade  sources,  S‐Oil 
raised run rates at its 580 kb/d Onsan refinery to almost 100% utilisation in August from 91‐92% in July. 
GS Caltex, Hyundai Oilbank and SK Energy also reported increased utilisation rates from the July dip on 
improved  economics.  Japanese  runs  in  August  were  slightly  higher  than  expected,  however,  rising  by 
another  290 kb/d,  to  average  3.59  mb/d.  3Q10  Pacific  crude  runs  are  now  seen  at  6.4  mb/d  and  are 
expected to remain at these levels in 4Q10.  
 
                               OECD Pacific                          mb/d        Japan Weekly Refinery Throughput
          mb/d
                              Crude Throughput                       5.0
          8.0

          7.5                                                        4.5
          7.0                                                        4.0
          6.5
                                                                     3.5
          6.0
                                                                     3.0
          5.5                                                               Source: PAJ
                Jan    Mar    May     Jul   Sep     Nov    Jan       2.5

                       Range 05-09               Average 05-09             Jan            Apr            Jul            Oct
                                                                                     Range 2005-09                     5-yr Average
                       2010 est.                 2009                                2009                              2010
                                                                                                                                            
 
Non-OECD Refinery Throughput
Non‐OECD crude runs for 2Q10 have been left unchanged since last month’s report, at 37.3 mb/d. Higher 
June  readings  for  Other  Asia,  Latin  America  and  Africa  are  offset  by  slightly  lower‐than‐expected 
throughputs  for  a  number  of  countries  in  April  and  May.  For  July,  higher‐than‐expected  runs  in  Brazil, 
Singapore and Thailand more than offset lower Chinese readings, leaving 3Q10 average runs also mostly 
unchanged at 37.7 mb/d. Non‐OECD runs are expected to continue to increase, by 700 kb/d in 4Q10, to 
average  38.4  mb/d  (+1.2  mb/d  y‐o‐y).  Annual  growth  is  dominated  by  China  (61%  of  total  non‐OECD 
growth),  as  new  refinery  capacity  is  expected  to  be  brought  online.  An  earlier  peak  in  scheduled 
maintenance  in  Russia,  in  September  rather  than  October  this  year,  results  in  strong  year‐on‐year 
increases in FSU throughputs. Lastly, Other Asia, led by India, continues to see growth in 4Q10, with the 
commissioning of some new capacity.  



44                                                                                                                            10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                    R EFINING  




                                                                                                       China
                                Non-OECD Total                                   mb/d
          mb/d                                                                                 Crude Throughput
                                 Crude Throughput
                                                                                 9.0
          39
          38                                                                     8.5
          37                                                                     8.0
          36                                                                     7.5
          35                                                                     7.0
          34                                                                     6.5
          33                                                                     6.0
          32                                                                     5.5
             Jan       Mar      May        Jul      Sep      Nov   Jan             Jan   Mar    May      Jul   Sep   Nov    Jan
                      Range 05-09                       Average 05-09                    Range 05-09              Average 05-09
                      2009                              2010 (est.)                      2009                     2010 (est.)
                                                                                                                      
 
According  to  official  data  from  the  National  Bureau  of  Statistics  (NBS),  Chinese  refinery  runs  averaged 
8.3 mb/d in July, 7% above year ago but 0.2% lower than June. The annual increase of ’only‘ 540 kb/d is 
the lowest since April 2009. China’s crude oil imports also fell for the first time in 16 months in July, from 
a  record  high  of  5.4  mb/d  in  June  to  4.5  mb/d.  Industry  surveys  suggest  runs  at  the  country’s  largest 
refiners  will  remain  close  to  July  levels  in  August.  PetroChina’s  200 kb/d  Qinzhou  refinery  reportedly 
started operations in August and is expected to process 150 kb/d of crude in September. The refinery is 
reportedly  also  building  crude  inventories  for  its  start‐up.  In  4Q10,  Huaxing  Petrochemical,  an 
independent  refiner  in  Shandong  province,  plans  to  start  up  a  newly  built  120 kb/d  CDU.  In  all,  4Q10 
Chinese crude runs are expected to average 8.8 mb/d, 420 kb/d higher than 3Q10 and 750 kb/d higher 
than 4Q09.  
 
In Other Asia, Indian crude runs trended sideways in July, in line with expectations. Although runs were 
13.7%  higher  than  a  year  earlier,  this  is  largely  due  to  a  low  baseline.  Reliance  shut  half  its  660 kb/d 
Jamnagar 1 refinery for maintenance in July 2009, resulting in an inflated 2010 annual growth rate. The 
Mumbai  port  closure,  following  from  a  collision  of  two  tankers  on  7  August,  did  not  impact  refinery 
activity in the region on a sustained basis. According to local refineries, crude inventories were sufficient 
to prevent crude supply shortages and reduced runs.  
 
In Taiwan, Formosa’s Mailao refinery, which was shut after a fire on 25 July, is still running at reduced 
rates.  One  of  the  three  180 kb/d  crude  distillation  units  (CDU)  was  damaged  in  the  fire  and  is  not 
expected to restart until late this month at the earliest. The refinery’s other two CDUs will be run at 50% 
for up to two weeks in September as the company is reconfiguring operations. Pakistan’s Parco refinery 
(100 kb/d), which has been shut since 7 August due to flooding, is expected to resume operations in mid‐
September.  The refinery itself was reportedly not impaired in the floods, but was shut due to damage to 
nearby oil depots and road infrastructure.  
 
                                   Other Asia                                                          FSU
         mb/d                                                                    mb/d          Crude Throughput
                                Crude Throughput                                 6.6
         9.0
                                                                                 6.4
         8.8
                                                                                 6.2
         8.6
                                                                                 6.0
         8.4
         8.2                                                                     5.8
         8.0                                                                     5.6
         7.8                                                                     5.4
         7.6                                                                     5.2
              Jan      Mar   May           Jul      Sep Nov       Jan              Jan   Mar    May      Jul   Sep   Nov    Jan
                      Range 05-09                     Average 05-09                      Range 05-09              Average 05-09
                      2009                            2010 (est.)                        2009                     2010 (est.)
                                                                                                                                     
                                                                              




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                     45 
R EFINING                                                                      I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




Russian  throughputs  averaged  5.1 mb/d  in  July,  in  line  with  our  forecast,  but  130 kb/d  higher  than  a 
month earlier as several refineries, including the 240 kb/d Moscow refinery, returned from maintenance. 
Runs likely fell in August and will again in September as maintenance activity picks up. Traditionally the 
height of autumn maintenance in Russia occurs in October, but this year’s schedule seems to have been 
shifted  earlier  to  peak  in  September.  The  extensive  wildfires  that  raged  across  the  country  in  July  and 
August are not thought to have had a significant impact on refinery runs, although some small refineries 
reportedly  shut  operations  as  part  of  wider  security  measures.  According  to  government  officials, 
authorities transported the oil away from the areas at risk to prevent explosions.  
 
In Latin America, Brazilian crude runs for June and July were stronger than expected, at 1.87 mb/d and 
1.85 mb/d respectively. Maintenance scheduled for Petrobras’ 170 kb/d RBOC refinery was delayed from 
June  to  September,  and  it  seems  that  maintenance  at  company’s  195 kb/d  REPAR  refinery  (complete 
shutdown) only started in August instead of July as previously assumed.  
 
Valero  has  delayed  the  (potential)  restart  of  its  Aruba  refinery  as  current  maintenance  is  now  only 
expected  to  be  completed  by  mid  to  late‐October,  as  opposed  to  an  earlier  assumption  of  early 
September.  The  company  cites  difficulties  in  getting  contractors  to  complete  certain  projects  as  the 
cause of the delay. According to a Valero spokesman, the company will evaluate market conditions and 
the state of the refinery once the turnarounds are complete before deciding on what units to restart and 
when. Due to the uncertainty, we exclude the Aruba refinery from our throughput levels until a company 
decision has been made. We equally continue to exclude operations at PDVSA’s Curaçao refinery in the 
Netherlands  Antilles  despite  reports  that  some  small  units  restarted  at  the  end  of  August.  The  main 
catalytic cracker has not yet been restarted, and can only be restarted once a boiler being repaired at the 
nearby utility plant resumes operation. Power supply problems and the boiler outage forced the refinery 
to  halt  operations  in  March  of  this  year.  In  Trinidad,  floods  forced  Petrotrin  to  close  its  175 kb/d 
Pointe‐à‐Pierre refinery for about 3 weeks in August.  
                            Latin America                                                 Middle East
          mb/d                                                         mb/d            Crude Throughput
                           Crude Throughput
          5.8                                                          6.6
          5.6                                                          6.4
                                                                       6.2
          5.4
                                                                       6.0
          5.2
                                                                       5.8
          5.0                                                          5.6
          4.8                                                          5.4
          4.6                                                          5.2
                Jan   Mar   May     Jul   Sep   Nov      Jan             Jan    Mar   May         Jul      Sep   Nov    Jan
                      Range 05-09            Average 05-09                     Range 05-09                    Average 05-09
                      2009                   2010 (est.)                       2009                           2010 est.
                                                                                                                                      
                                                                    
Middle  Eastern  crude  runs  averaged  6.0  mb/d  in  June,  100 kb/d  higher  than  in  May  on  the  back  of 
higher Saudi and Kuwaiti throughputs following maintenance completion. In the UAE, ADNOC is expected 
to shut two  gasoline units at its 415 kb/d Ruwais refinery for maintenance in October. As a result, the 
company  has  issued  a  tender  to  import  150 kt  of  gasoline  (or  about  50 kb/d  for  delivery  between 
14 October through mid‐November), according to trade sources. Saudi Arabia is also reportedly seeking 
to  buy  gasoline  from  September  through  the  end  of  the  year  as  well  as  diesel  to  fuel  power  plants  in 
August and September.  
 
OECD Refinery Yields
June  OECD  refinery  yields  increased  for  most  products;  gasoil/diesel  rose  0.56 percentage  points  (pp), 
naphtha  0.06 pp,  jet  fuel  0.04  pp,  fuel  oil  0.05  pp  and  other  products  0.02  pp.  However,  the  gasoline 
yield  fell  0.36  pp  compared  to  May  data.  OECD  refinery  gross  output  continued  its  upward  trend, 
increasing by over 1 mb/d in June, to stand just 500 kb/d below the 5‐year average.  



46                                                                                                                    10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                           R EFINING  




OECD gasoline yields dipped by 0.8 pp from 2009 levels in June, but remain in the upper half of the range 
for the last five years. The dip in yields was particularly large in the Pacific region, where they fell almost 
1pp  compared  to  last  month  and  now  stand  at  the  same  level  as  last  year.  North  American  gasoline 
yields fell a further 0.12 pp in  June, and in  Europe  yields remained low, now  0.77 pp  below the 5‐year 
average. The fall in gasoline yields reflects high stock levels and depressed gasoline demand. 
 
                               OECD - Gasoline                                                OECD Pacific - Gasoline
                       Refinery Yield - Five-year Range                               Implied Refinery Yield - Five-year Range
          36%
                                                                               25%
          35%                                                                  24%
                                                                               23%
          34%
                                                                               22%
          33%                                                                  21%
                                                                               20%
          32%
                                                                               19%
          31%                                                                  18%
                Jan           Apr           Jul          Oct        Jan               Jan        Apr        Jul      Oct         Jan
                         Range 2005-09                    5-yr Average                      Range 2005-09               5-yr Average
                         2009                             2010
                                                                                            2009                        2010
                                                                                                         
 
Gasoil/diesel yields continued to increase in June to a level 1 pp above the 5‐year average. European and 
Pacific yields increased 0.73 pp and 1.02 pp respectively, while they remained above seasonal norms but 
unchanged versus May in North America. The OECD refinery gross output of gasoil/diesel made a jump 
upwards in June as well, increasing by 630 kb/d compared to last month. Europe accounted for 470 kb/d 
of  the  increase  as  refineries  returned  from  maintenance  and  strong  gasoil  cracks  also  potentially 
contributed. 

                           OECD - Gasoil / Diesel                                       OECD Europe - Gasoil / Diesel
                       Refinery Yield - Five-year Range                                         Refinery Gross Output

          32%                                                                 6,000

          31%                                                                 5,750

          30%                                                                 5,500

          29%                                                                 5,250

          28%                                                                 5,000
                Jan           Apr           Jul          Oct        Jan               Jan        Apr        Jul         Oct        Jan
                       Range 2005-09                    5-yr Average                    Range 2005-2009             5-yr Average
                       2009                             2010                            2009                        2010
                                                             
OECD  fuel  oil  yields  remained  low  in  June  albeit  increasing  0.05 pp  versus  May.  The  yields  decreased 
further in both Europe and North America, but for the Pacific region yields increased 1.15 pp compared 
to May to a level in line with last year as bunker demand increased in June with the recovery in shipping. 

                                OECD - Fuel Oil                                               OECD Pacific - Fuel Oil
                       Refinery Yield - Five-year Range                               Implied Refinery Yield - Five-year Range

          12%                                                                  18%

          11%                                                                  16%

          10%                                                                  14%

           9%                                                                  12%
           8%                                                                  10%
           7%                                                                   8%
                Jan           Apr           Jul          Oct        Jan               Jan        Apr        Jul      Oct         Jan
                       Range 2005-09                    5-yr Average                        Range 2005-09               5-yr Average
                       2009                             2010                                2009                        2010
                                                                           



10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                            47 
T ABLES                                                                                                                                       I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




                                                                                      Table 1
TABLES                                                                     WORLD OIL SUPPLY AND DEMAND
                                                                                                  (million barrels per day)

Table 1 - World Oil Supply and Demand
                                                       2007 2008            1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 2009                          1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 2010                       1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 2011

    OECD DEMAND
    North America                                       25.5 24.2            23.4 22.9 23.3 23.6 23.3                         23.6 23.8 23.7 23.7 23.7                        23.7 23.6 23.7 23.6 23.6
    Europe                                              15.5 15.4            14.9 14.3 14.5 14.4 14.5                         14.2 14.1 14.5 14.4 14.3                        14.1 14.0 14.4 14.3 14.2
    Pacific                                              8.4  8.0             8.1  7.3 7.2   8.0  7.7                          8.2 7.3 7.2    7.8 7.6                          8.1 7.2   7.1 7.7   7.5
    Total OECD                                          49.3 47.6            46.4 44.5 45.0 45.9 45.4                         45.9 45.2 45.4 45.9 45.6                        45.9 44.8 45.2 45.6 45.4

    NON-OECD DEMAND
    FSU                                                   4.1      4.2         4.0  3.9          4.1  4.0          4.0         4.2 4.1 4.2    4.2 4.2                          4.3 4.2   4.3 4.3   4.3
    Europe                                                0.8      0.8         0.7  0.8          0.7  0.7          0.7         0.7 0.7 0.7    0.7 0.7                          0.7 0.7   0.7 0.7   0.7
    China                                                 7.6      7.7         7.5  8.5          8.7  8.8          8.4         8.9 9.4 9.1    9.1 9.1                          9.4 9.7   9.5 9.5   9.5
    Other Asia                                            9.5      9.6         9.9 10.0          9.8 10.1          9.9        10.1 10.3 10.0 10.3 10.2                        10.5 10.6 10.3 10.7 10.5
    Latin America                                         5.7      6.0         5.8  6.0          6.1  6.1          6.0         6.0 6.2 6.3    6.3 6.2                          6.2 6.5   6.5 6.5   6.4
    Middle East                                           6.5      6.8         6.6  7.1          7.6  6.9          7.1         7.0 7.4 7.8    7.2 7.3                          7.3 7.7   8.1 7.5   7.7
    Africa                                                3.1      3.2         3.3  3.2          3.2  3.1          3.2         3.2 3.3 3.2    3.3 3.2                          3.3 3.4   3.3 3.4   3.4
    Total Non-OECD                                      37.2 38.4            37.8 39.4 40.1 39.8 39.3                         40.1 41.4 41.4 41.1 41.0                        41.7 42.8 42.9 42.7 42.5
                        1
    Total Demand                                        86.5 86.0            84.2 83.9 85.1 85.7 84.7                         86.1 86.6 86.8 87.0 86.6                        87.6 87.6 88.0 88.3 87.9

    OECD SUPPLY
    North America4                                      13.9 13.3            13.5 13.5 13.7 13.8 13.6                         13.9 14.1 13.6 13.6 13.8                        13.8 13.6 13.5 13.6 13.6
    Europe                                               5.0  4.8             4.9  4.5 4.2   4.5  4.5                          4.5 4.2 4.1    4.3 4.3                          4.3 4.0   3.9 4.1   4.1
    Pacific                                              0.6  0.6             0.7  0.6 0.7   0.6  0.6                          0.6 0.6 0.7    0.7 0.7                          0.7 0.7   0.7 0.7   0.7
    Total OECD                                          19.5 18.7            19.0 18.6 18.6 18.9 18.8                         19.1 18.9 18.4 18.6 18.7                        18.7 18.2 18.1 18.4 18.4

    NON-OECD SUPPLY
    FSU                                                 12.8 12.8            13.0 13.3 13.4 13.5 13.3                         13.5 13.5 13.6 13.8 13.6                        13.8 13.8 13.6 13.9 13.8
    Europe                                               0.2  0.1             0.1  0.1 0.1   0.1  0.1                          0.1 0.1 0.1    0.1 0.1                          0.1 0.1   0.1 0.1   0.1
    China                                                3.7  3.9             3.8  3.9 3.9   3.9  3.9                          4.0 4.1 4.1    4.1 4.1                          4.1 4.0   4.0 4.0   4.0
              2
    Other Asia                                           3.6  3.6             3.6  3.6 3.6   3.6  3.6                          3.6 3.6 3.6    3.6 3.6                          3.6 3.6   3.6 3.6   3.6
    Latin America2,4                                     3.6  3.7             3.8  3.9 3.9   4.0  3.9                          4.0 4.1 4.1    4.2 4.1                          4.3 4.4   4.5 4.5   4.4
    Middle East                                          1.7  1.7             1.7  1.7 1.7   1.7  1.7                          1.7 1.7 1.7    1.7 1.7                          1.7 1.7   1.7 1.7   1.7
    Africa2                                              2.6  2.7             2.6  2.6 2.6   2.6  2.6                          2.6 2.6 2.6    2.6 2.6                          2.6 2.6   2.6 2.6   2.6
    Total Non-OECD                                      28.2 28.5            28.7 29.0 29.2 29.4 29.0                         29.6 29.8 29.9 30.2 29.9                        30.4 30.3 30.3 30.5 30.4
    Processing Gains3                                     2.2      2.2         2.3      2.3      2.3      2.3      2.3         2.2     2.2      2.2      2.2      2.2           2.2      2.2      2.2      2.2      2.2
    Global Biofuels4                                      1.1      1.4         1.5      1.5      1.6      1.7      1.6         1.8     1.8      1.8      1.8      1.8           2.0      2.0      2.0      2.0      2.0
    Total Non-OPEC2                                     50.9 50.9            51.5 51.4 51.7 52.3 51.7                         52.7 52.6 52.2 52.8 52.6                        53.3 52.8 52.6 53.1 52.9
    Non-OPEC: Historical Composition2                   50.4 49.9            51.5 51.4 51.7 52.3 51.7                         52.7 52.6 52.2 52.8 52.6                        53.3 52.8 52.6 53.1 52.9

    OPEC
    Crude5                                              30.3 31.2            28.6 28.5 28.8 28.9 28.7                         29.1 29.0
    NGLs                                                 4.3  4.4             4.6  4.5 4.7   4.8  4.7                          5.0 5.0          5.2      5.4      5.2           5.7      5.8      5.8      5.9      5.8
    Total OPEC2                                         34.6 35.6            33.2 33.0 33.5 33.7 33.4                         34.1 34.0
    OPEC: Historical Composition2                       35.1 36.6            33.2 33.0 33.5 33.7 33.4                         34.1 34.0
    Total Supply6                                       85.5 86.5            84.7 84.4 85.2 86.0 85.1                         86.7 86.6

    STOCK CHANGES AND MISCELLANEOUS
    Reported OECD
    Industry                  -0.3  0.3                                       0.6      0.1      0.2     -1.2     -0.1         0.1     1.0
    Government                 0.1  0.0                                       0.2      0.2      0.0      0.0      0.1         0.0     0.0
    Total                                               -0.2      0.3         0.8      0.2      0.2     -1.2      0.0         0.2     0.9
    Floating Storage/Oil in Transit                      0.0      0.0         0.6      0.2      0.0      0.5      0.3         -0.2    0.4
    Miscellaneous to balance7                           -0.8      0.2        -0.9      0.0     -0.2      1.1      0.0          0.7   -1.3

    Total Stock Ch. & Misc                              -1.0      0.6         0.5      0.5      0.1      0.3      0.3         0.6     0.0

    Memo items:
    Call on OPEC crude + Stock ch.8                    31.3 30.7            28.1 28.0 28.7 28.6 28.4                          28.4 29.0 29.3 28.8 28.9                       28.6 29.1 29.6 29.3 29.2
    Adjusted Call on OPEC + Stock ch.9                 30.5 30.9            27.2 28.1 28.5 29.7 28.4                          29.1 27.6 29.3 28.9 28.7                       28.6 29.1 29.6 29.4 29.2
    1 Measured as deliveries from refineries and primary stocks, comprises inland deliveries, international marine bunkers, refinery fuel, crude for direct burning,
      oil from non-conventional sources and other sources of supply.
    2 Other Asia includes Indonesia throughout. Latin America excludes Ecuador throughout. Africa excludes Angola throughout.
      Total Non-OPEC excludes all countries that were members of OPEC at 1 January 2009. Non-OPEC Historical Composition excludes countries that were OPEC members at that point in time.
      Total OPEC comprises all countries which were OPEC members at 1 January 2009. OPEC Historical Composition comprises countries which were OPEC members at that point in time.
    3 Net volumetric gains and losses in the refining process (excludes net gain/loss in China and non-OECD Europe) and marine transportation losses.
    4 As of the July 2010 OMR, Global Biofuels comprise all world biofuel production including fuel ethanol from the US and Brazil.
    5 As of the March 2006 OMR, Venezuelan Orinoco heavy crude production is included within Venezuelan crude estimates. Orimulsion fuel remains within the OPEC NGL and
      non-conventional category, but Orimulsion production reportedly ceased from January 2007.
    6 Comprises crude oil, condensates, NGLs, oil from non-conventional sources and other sources of supply.
    7 Includes changes in non-reported stocks in OECD and non-OECD areas.
    8 Equals the arithmetic difference between total demand minus total non-OPEC supply minus OPEC NGLs.
    9 Equals the "Call on OPEC + Stock Ch." with "Miscellaneous to balance" added for historical periods and with an average of "Miscellaneous to balance" for the most recent 8 quarters added for forecast periods.




48                                                                                                                                                                                                10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                                                      T ABLES  




                                                                                                     Table 1A
           WORLD OIL SUPPLY AND DEMAND: Changes from Last Month’s Table
Table 1a - World Oil Supply and Demand: CHANGES FROM LAST MONTH'S TABLE 1 1
                                                                                               (million barrels per day)


                                                    2007 2008            1Q09 2Q09 3Q09 4Q09 2009                          1Q10 2Q10 3Q10 4Q10 2010                     1Q11 2Q11 3Q11 4Q11 2011

    OECD DEMAND
    North America                                          -        -          -        -        -        -        -          -     0.1     -0.1         -          -      -   0.1      -       -       -
    Europe                                                 -        -          -        -        -        -        -          -       -        -         -          -      -     -      -       -       -
    Pacific                                                -        -          -        -        -        -        -          -       -      0.1         -          -      -     -    0.1       -       -
    Total OECD                                             -        -          -        -        -        -        -          -     0.1      0.1         -        0.1      -   0.1    0.1       -       -

    NON-OECD DEMAND
    FSU                                                    -        -          -        -        -        -        -          -       -        -         -          -      -      -      -      -       -
    Europe                                                 -        -          -        -        -        -        -          -       -        -         -          -      -      -      -      -       -
    China                                                  -        -          -        -        -        -        -          -       -     -0.1         -          -      -      -   -0.1      -       -
    Other Asia                                             -        -          -        -        -        -        -          -       -        -         -          -      -      -      -      -       -
    Latin America                                          -        -          -        -        -        -        -          -       -        -         -          -      -      -      -      -       -
    Middle East                                            -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1        -         -          -      -      -      -      -       -
    Africa                                                 -        -          -        -        -        -        -          -     0.1        -         -          -      -      -      -      -       -
    Total Non-OECD                                         -        -          -        -        -        -        -          -        -    -0.1         -          -      -      -   -0.1      -       -
    Total Demand                                           -        -          -        -        -        -        -          -     0.1         -        -          -      -   0.1    -0.1      -       -

    OECD SUPPLY
    North America                                          -        -          -        -        -        -        -        0.1     0.1      0.2      0.1         0.1    0.1   0.1    0.1    0.1     0.1
    Europe                                                 -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1     -0.1        -           -      -     -      -      -       -
    Pacific                                                -        -          -        -        -        -        -          -       -        -        -           -      -     -      -      -       -
    Total OECD                                             -        -          -        -        -        -        -        0.1        -     0.1      0.1         0.1    0.1   0.1    0.1    0.1     0.1

    NON-OECD SUPPLY
    FSU                                                    -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Europe                                                 -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    China                                                  -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Other Asia                                             -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Latin America                                          -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Middle East                                            -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Africa                                                 -        -          -        -        -        -        -          -        -       -         -          -      -      -      -      -       -
    Total Non-OECD                                         -        -          -        -        -        -        -          -        -    -0.1         -          -      -      -      -      -       -
    Processing Gains                                       -        -          -        -        -        -        -          -        -        -        -          -      -      -      -      -       -
    Global Biofuels                                        -        -          -        -        -        -        -          -        -        -        -          -      -      -      -      -       -
    Total Non-OPEC                                         -        -          -        -        -        -        -          -        -        -        -          -      -      -      -   0.1        -
    Non-OPEC: historical composition                       -        -          -        -        -        -        -          -        -        -        -          -      -      -      -   0.1        -

    OPEC
    Crude                                                  -        -          -        -        -        -        -          -       -
    NGLs                                                   -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1     -0.1     -0.2     -0.1      -0.1   -0.1   -0.1   -0.1    -0.1
    Total OPEC                                             -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1
    OPEC: historical composition                           -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1
    Total Supply                                           -        -          -        -        -        -        -          -        -

    STOCK CHANGES AND MISCELLANEOUS
    REPORTED OECD
    Industry                    -   -                                          -        -        -        -        -       -0.1     0.1
    Government                  -   -                                          -        -        -        -        -          -       -
    Total                                                  -        -          -        -        -        -        -       -0.1     0.1
    Floating Storage/Oil in Transit                        -        -          -        -        -        -        -          -       -
    Miscellaneous to balance                               -        -          -        -        -        -        -          -    -0.3

    Total Stock Ch. & Misc                                 -        -          -        -        -        -        -          -    -0.1

    Memo items:
    Call on OPEC crude + Stock ch.                         -        -          -        -        -        -        -          -     0.1      0.1      0.2         0.1    0.1   0.1       -      -       -
    Adjusted Call on OPEC + Stock ch.                      -        -          -        -        -        -        -        0.1    -0.1      0.1      0.2         0.1      -   0.1    -0.1      -       -
    When submitting their monthly oil statistics, OECD Member countries periodically update data for prior periods. Similar updates to non-OECD data can occur.




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                                                       49 
T ABLES                                                                                              I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




 
                                                                            Table 2
Table 2 - Summary of Global Oil Demand
                                                           SUMMARY OF GLOBAL OIL DEMAND
                           2008    1Q09    2Q09    3Q09     4Q09    2009    1Q10    2Q10    3Q10    4Q10     2010      1Q11     2Q11     3Q11      4Q11     2011
    Demand (mb/d)
    North America          24.18   23.43   22.94   23.28    23.55   23.30   23.59   23.76   23.66   23.66   23.67      23.66    23.60    23.67    23.58    23.63
    Europe                 15.36   14.89   14.27   14.46    14.35   14.49   14.17   14.14   14.51   14.40   14.31      14.14    14.00    14.43    14.33    14.23
    Pacific                 8.04    8.12    7.27    7.25     7.99    7.66    8.19    7.31    7.20    7.80    7.62       8.09     7.20     7.07     7.72     7.52
    Total OECD             47.58   46.43   44.48   44.99    45.90   45.45   45.94   45.21   45.37   45.86   45.60      45.89    44.81    45.16    45.64    45.38
    Asia                   17.38   17.38   18.51   18.48    18.85   18.31   19.08   19.67   19.10   19.45   19.32      19.82    20.29    19.80    20.20    20.03
    Middle East             6.83    6.60    7.11    7.57     6.94    7.06    6.97    7.37    7.81    7.18    7.33       7.27     7.74     8.15     7.52     7.67
    Latin America           6.00    5.79    5.98    6.08     6.12    5.99    6.01    6.24    6.33    6.33    6.23       6.22     6.45     6.53     6.54     6.44
    FSU                     4.23    3.98    3.87    4.11     4.03    4.00    4.18    4.13    4.24    4.19    4.18       4.30     4.21     4.35     4.30     4.29
    Africa                  3.19    3.25    3.23    3.17     3.13    3.20    3.18    3.29    3.18    3.26    3.23       3.35     3.39     3.30     3.37     3.35
    Europe                  0.76    0.75    0.75    0.73     0.72    0.74    0.71    0.74    0.73    0.72    0.73       0.73     0.75     0.74     0.73     0.74
    Total Non-OECD         38.39   37.75   39.44   40.15    39.79   39.29   40.13   41.43   41.38   41.14   41.03      41.69    42.83    42.88    42.66    42.52
    World                  85.97   84.18   83.92   85.13    85.69   84.74   86.08   86.64   86.75   87.00   86.62      87.59    87.64    88.04    88.30    87.89
      of which: US50       19.50   18.86   18.57   18.72    18.93   18.77   18.93   19.10   18.96   18.93   18.98      18.95    18.97     18.95    18.83    18.93
              Europe 5*     9.43    9.32    8.77    8.84     8.79    8.93    8.78    8.67    8.84    8.75    8.76       8.76     8.56      8.75     8.68     8.69
                  China     7.75    7.51    8.47    8.70     8.78    8.37    8.93    9.37    9.08    9.12    9.13       9.37     9.73      9.46     9.51     9.52
                  Japan     4.79    4.73    4.04    4.11     4.60    4.37    4.79    4.03    4.02    4.40    4.31       4.66     3.90      3.90     4.31     4.19
                   India    3.09    3.36    3.30    3.09     3.30    3.26    3.39    3.45    3.15    3.39    3.34       3.52     3.51      3.25     3.51     3.45
                 Russia     3.00    2.76    2.71    2.93     2.84    2.81    2.94    2.95    3.04    2.97    2.97       3.02     2.99      3.12     3.05     3.04
                  Brazil    2.53    2.43    2.53    2.62     2.68    2.57    2.59    2.69    2.74    2.80    2.71       2.70     2.80      2.84     2.91     2.81
           Saudi Arabia     2.27    2.10    2.65    2.87     2.36    2.49    2.36    2.75    2.98    2.48    2.64       2.48     2.91      3.12     2.62     2.79
                Canada      2.24    2.20    2.08    2.16     2.17    2.15    2.20    2.22    2.28    2.25    2.24       2.22     2.16      2.27     2.24     2.23
                  Korea     2.14    2.31    2.14    2.03     2.26    2.18    2.31    2.18    2.06    2.25    2.20       2.31     2.18      2.03     2.25     2.19
                Mexico      2.15    2.06    2.02    2.11     2.15    2.08    2.14    2.17    2.13    2.17    2.15       2.17     2.19      2.15     2.20     2.18
                    Iran    1.77    1.68    1.64    1.63     1.66    1.65    1.64    1.63    1.67    1.68    1.66       1.74     1.70      1.73     1.73     1.72
            Total          60.65   59.32   58.89   59.81    60.52   59.64   61.01   61.20   60.95   61.21   61.09      61.92    61.61     61.57    61.84    61.73
        % of World         70.6%   70.5%   70.2%   70.3%    70.6%   70.4%   70.9%   70.6%   70.3%   70.3%   70.5%      70.7%    70.3%    69.9%    70.0%    70.2%
    Annual Change (% per annum)
    North America        -5.2        -5.4   -6.1  -1.3    -1.6    -3.6        0.7     3.6     1.7     0.4      1.6       0.3     -0.7       0.0     -0.3     -0.2
    Europe               -0.6        -3.0   -5.7  -7.1    -6.7    -5.6       -4.8    -0.9     0.3     0.3     -1.3      -0.2     -1.0      -0.6     -0.5     -0.6
    Pacific              -4.0        -8.6   -7.2  -3.5     0.5    -4.8        0.9     0.5    -0.7    -2.3     -0.4      -1.2     -1.4      -1.7     -1.0     -1.3
    Total OECD           -3.6        -5.2   -6.1  -3.6    -2.9    -4.5       -1.1     1.6     0.9    -0.1      0.3      -0.1     -0.9      -0.5     -0.5     -0.5
    Asia                  1.9        -1.8    4.1   6.9    12.4     5.3        9.7     6.3     3.3     3.2      5.5       3.9      3.1       3.7      3.8      3.6
    Middle East           5.4         1.8    3.4   4.0     4.1     3.4        5.5     3.6     3.2     3.5      3.9       4.4      5.1       4.3      4.7      4.6
    Latin America         5.6        -0.2   -1.3  -0.8     2.0    -0.1        3.9     4.5     4.0     3.4      3.9       3.4      3.4       3.3      3.3      3.3
    FSU                   2.6        -5.0   -6.7  -6.2    -3.8    -5.4        5.0     6.7     3.1     4.0      4.7       2.9      2.0       2.6      2.6      2.5
    Africa                3.9         1.6    1.0   0.9    -3.0     0.1       -2.1     1.8     0.3     4.3      1.0       5.1      3.1       3.8      3.3      3.8
    Europe               -0.4        -4.3   -0.9  -0.7    -6.5    -3.2       -4.8    -2.2    -0.1     0.9     -1.6       2.3      1.5       1.4      1.6      1.7
    Total Non-OECD        3.3        -1.1    1.6   3.0     5.8     2.3        6.3     5.0     3.1     3.4      4.4       3.9      3.4       3.6      3.7      3.6
    World                -0.6        -3.4   -2.6  -0.6     0.9    -1.4        2.2     3.2     1.9     1.5      2.2       1.8      1.1       1.5      1.5      1.5
    Annual Change (mb/d)
    North America       -1.33      -1.35   -1.49 -0.30   -0.39  -0.88        0.16    0.82    0.39    0.10    0.37       0.07    -0.16     0.00    -0.08     -0.04
    Europe              -0.10      -0.45   -0.86 -1.11   -1.03  -0.87       -0.72   -0.13    0.05    0.05   -0.18      -0.03    -0.13    -0.09    -0.07     -0.08
    Pacific             -0.34      -0.76   -0.56 -0.26    0.04  -0.39        0.07    0.04   -0.05   -0.19   -0.03      -0.10    -0.10    -0.12    -0.08     -0.10
    Total OECD          -1.77      -2.56   -2.91 -1.68   -1.37  -2.13       -0.49    0.73    0.38   -0.03    0.15      -0.05    -0.40    -0.21    -0.23     -0.22
    Asia                 0.32      -0.33    0.73  1.19    2.08   0.92        1.69    1.17    0.62    0.60    1.01       0.75     0.61     0.71     0.75      0.70
    Middle East          0.35       0.12    0.24  0.29    0.27   0.23        0.37    0.26    0.24    0.24    0.28       0.31     0.37     0.33     0.34      0.34
    Latin America        0.32      -0.01   -0.08 -0.05    0.12   0.00        0.23    0.27    0.24    0.21    0.24       0.21     0.21     0.21     0.21      0.21
    FSU                  0.11      -0.21   -0.28 -0.27   -0.16  -0.23        0.20    0.26    0.13    0.16    0.19       0.12     0.08     0.11     0.11      0.10
    Africa               0.12       0.05    0.03  0.03   -0.10   0.00       -0.07    0.06    0.01    0.14    0.03       0.16     0.10     0.12     0.11      0.12
    Europe               0.00      -0.03   -0.01 -0.01   -0.05  -0.02       -0.04   -0.02    0.00    0.01   -0.01       0.02     0.01     0.01     0.01      0.01
    Total Non-OECD       1.22      -0.41    0.63  1.18    2.17   0.90        2.38    1.99    1.24    1.35    1.74       1.56     1.39     1.49     1.52      1.49
    World               -0.55      -2.98   -2.28 -0.50    0.80  -1.23        1.89    2.72    1.62    1.32    1.89       1.51     1.00     1.29     1.30      1.27
    Revisions to Oil Demand from Last Month's Report (mb/d)
    North America        0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.02    0.07   -0.05    0.03    0.02       0.00     0.08    -0.05     0.04      0.02
    Europe               0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00    0.01    0.04    0.00    0.01      -0.01     0.00     0.03     0.01      0.01
    Pacific              0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00    0.04    0.12    0.00    0.04       0.00     0.03     0.08     0.00      0.03
    Total OECD           0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.02    0.11    0.10    0.03    0.07      -0.01     0.11     0.06     0.04      0.05
    Asia                 0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00   -0.01   -0.06    0.00   -0.02       0.00    -0.01    -0.13    -0.03     -0.04
    Middle East          0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00   -0.05    0.00    0.00   -0.01       0.00    -0.05     0.00     0.00     -0.01
    Latin America        0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00   -0.02    0.01   -0.01    0.00       0.00    -0.02     0.01     0.00      0.00
    FSU                  0.00       0.01    0.01  0.01    0.01   0.01        0.01    0.00    0.00    0.01    0.00       0.00     0.01     0.01     0.00      0.01
    Africa               0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00    0.06    0.00    0.00    0.01       0.00     0.03     0.00     0.00      0.01
    Europe               0.00       0.00    0.00  0.00    0.00   0.00        0.00    0.00    0.00    0.00    0.00       0.00     0.00     0.00     0.00      0.00
    Total Non-OECD       0.00       0.01    0.01  0.01    0.01   0.01        0.01   -0.02   -0.06    0.00   -0.02      -0.01    -0.03    -0.12    -0.02     -0.05
    World                0.00       0.01    0.01  0.01    0.01   0.01        0.03    0.09    0.04    0.03    0.05      -0.02     0.08    -0.06     0.02      0.00
    Revisions to Oil Demand Growth from Last Month's Report (mb/d)
    World                0.00       0.01    0.02  0.01    0.00   0.01        0.03    0.08    0.04    0.02    0.04      -0.05    -0.02    -0.10    -0.01     -0.05
    * France, Germany, Italy, Spain and UK




50                                                                                                                                           10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                                                       T ABLES  




                                                                                             Table 2a
Table 2a - OECD Regional Oil Demand
                                                                     OECD REGIONAL OIL DEMAND1
                                                                                         (million barrels per day)

                                                                                                                                                                           Latest month vs.
                                                                                                                                                                 2
                                            2008       2009             3Q09         4Q09         1Q10         2Q10           Apr 10 May 10 Jun 10                          May 10        Jun 09

          North America
          LPG&Ethane                       2.70        2.79             2.61         3.17         3.18         2.52             2.51        2.50        2.56                   0.06          0.09
          Naphtha                          0.36        0.33             0.33         0.32         0.40         0.42             0.43        0.39        0.42                   0.03          0.06
          Motor Gasoline                  10.54       10.56            10.75        10.52        10.23        10.82            10.74       10.83       10.88                   0.05          0.10
          Jet/Kerosene                     1.77        1.62             1.67         1.57         1.62         1.66             1.60        1.63        1.75                   0.12          0.10
          Gasoil/Diesel Oil                5.00        4.61             4.42         4.72         4.80         4.72             4.70        4.68        4.78                   0.10          0.31
          Residual Fuel Oil                1.07        0.93             0.84         0.93         0.99         0.97             0.96        0.98        0.96                  -0.01          0.02
          Other Products                   2.73        2.46             2.67         2.31         2.36         2.66             2.67        2.61        2.71                   0.10          0.06

          Total                           24.18       23.30            23.28        23.55        23.59        23.76            23.61       23.62       24.06                    0.44         0.75

          Europe
          LPG&Ethane                        1.02       0.92             0.88         0.89         0.98          0.94             1.02        0.92        0.89                 -0.03         -0.07
          Naphtha                           1.16       1.11             1.09         1.15         1.27          1.15             1.14        1.14        1.17                  0.02          0.17
          Motor Gasoline                    2.36       2.29             2.39         2.20         2.06          2.27             2.29        2.22        2.31                  0.09         -0.13
          Jet/Kerosene                      1.32       1.27             1.35         1.24         1.20          1.24             1.12        1.27        1.31                  0.04          0.01
          Gasoil/Diesel Oil                 6.27       6.02             5.78         6.09         6.12          5.88             5.90        5.70        6.03                  0.33          0.17
          Residual Fuel Oil                 1.66       1.43             1.37         1.40         1.33          1.21             1.25        1.15        1.23                  0.08         -0.14
          Other Products                    1.57       1.45             1.60         1.38         1.21          1.45             1.38        1.36        1.61                  0.25         -0.03

          Total                           15.36       14.49            14.46        14.35        14.17        14.14            14.11       13.77       14.54                    0.77        -0.01

          Pacific
          LPG&Ethane                        0.88       0.86             0.84         0.87         0.90          0.83             0.85        0.85        0.79                 -0.06         -0.06
          Naphtha                           1.60       1.63             1.62         1.71         1.76          1.60             1.62        1.56        1.62                  0.06          0.06
          Motor Gasoline                    1.53       1.55             1.60         1.57         1.51          1.53             1.56        1.51        1.51                  0.00         -0.01
          Jet/Kerosene                      0.89       0.85             0.60         0.99         1.15          0.71             0.88        0.63        0.64                  0.01          0.02
          Gasoil/Diesel Oil                 1.69       1.60             1.49         1.68         1.65          1.55             1.64        1.46        1.56                  0.10         -0.04
          Residual Fuel Oil                 0.91       0.75             0.65         0.72         0.77          0.67             0.70        0.67        0.66                 -0.01         -0.07
          Other Products                    0.54       0.42             0.44         0.45         0.45          0.41             0.39        0.41        0.42                  0.00          0.05

          Total                             8.04       7.66             7.25         7.99         8.19          7.31             7.65        7.09        7.20                   0.11        -0.04

          OECD
          LPG&Ethane                       4.60        4.57             4.33         4.93         5.05         4.30             4.38        4.27        4.24                  -0.03         -0.03
          Naphtha                          3.12        3.06             3.04         3.18         3.43         3.16             3.19        3.10        3.21                   0.11          0.29
          Motor Gasoline                  14.43       14.40            14.74        14.30        13.80        14.62            14.59       14.56       14.70                   0.14         -0.04
          Jet/Kerosene                     3.98        3.73             3.62         3.80         3.98         3.61             3.61        3.53        3.70                   0.17          0.14
          Gasoil/Diesel Oil               12.95       12.23            11.69        12.50        12.57        12.15            12.24       11.84       12.37                   0.53          0.44
          Residual Fuel Oil                3.64        3.12             2.86         3.04         3.09         2.85             2.92        2.79        2.85                   0.05         -0.19
          Other Products                   4.85        4.33             4.70         4.14         4.02         4.52             4.44        4.39        4.74                   0.35          0.08

          Total                           47.58       45.45            44.99        45.90        45.94        45.21            45.36       44.48       45.81                    1.32         0.69
         1 Demand, measured as deliveries from refineries and primary stocks, comprises inland deliveries, international bunkers and refinery fuel. It includes crude for direct burning, oil from
           non-conventional sources and other sources of supply. Jet/kerosene comprises jet kerosene and non-aviation kerosene. Gasoil comprises diesel, light heating oil and other gasoils.
           North America comprises US 50 states, US territories, Mexico and Canada.
         2 Latest official OECD submissions (MOS).




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                                                     51 
T ABLES                                                                                                                                I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




 
                                    Table Demand in Selected OECD Countries
Table 2b - OECD Oil Demand and % Growth in 2b             1
                                                        OIL DEMAND IN SELECTED OECD COUNTRIES
                                                                                            (million barrels per day)

                                                                                                                                                                               Latest month vs.
                                                                                                                                                                     2
                                                2008       2009            3Q09          4Q09         1Q10         2Q10           Apr 10 May 10 Jun 10                          May 10       Jun 09
            United States3
            LPG                               1.95  2.05                   1.90         2.41         2.39         1.80             1.78         1.80        1.83                  0.03         0.09
            Naphtha                           0.25  0.25                   0.26         0.25         0.27         0.28             0.30         0.27        0.29                  0.02         0.02
            Motor Gasoline                    8.99  9.00                   9.16         8.94         8.68         9.22             9.14         9.23        9.30                  0.07         0.12
            Jet/Kerosene                      1.55  1.41                   1.46         1.39         1.42         1.46             1.41         1.44        1.53                  0.09         0.09
            Gasoil                            3.95  3.63                   3.46         3.70         3.79         3.70             3.71         3.64        3.76                  0.12         0.25
            Residual Fuel Oil                 0.62  0.51                   0.38         0.51         0.58         0.53             0.58         0.51        0.52                  0.01        -0.05
            Other Products                    2.19  1.92                   2.12         1.73         1.80         2.10             2.10         2.03        2.16                  0.13         0.02
            Total                            19.50 18.77                  18.72        18.93        18.93        19.10            19.00        18.92       19.38                  0.46         0.55
            Japan
            LPG                                0.53       0.49             0.47          0.51         0.53         0.46             0.48        0.47         0.44                -0.04        -0.02
            Naphtha                            0.75       0.73             0.75          0.80         0.84         0.71             0.74        0.70         0.69                -0.01         0.00
            Motor Gasoline                     0.98       0.99             1.03          1.00         0.96         0.97             1.00        0.94         0.96                 0.02        -0.02
            Jet/Kerosene                       0.59       0.55             0.34          0.64         0.81         0.43             0.58        0.35         0.36                 0.01         0.01
            Diesel                             0.48       0.40             0.39          0.43         0.38         0.35             0.38        0.31         0.36                 0.05        -0.03
            Other Gasoil                       0.44       0.44             0.38          0.46         0.53         0.42             0.47        0.38         0.42                 0.04        -0.01
            Residual Fuel Oil                  0.54       0.40             0.37          0.38         0.39         0.36             0.36        0.36         0.36                -0.01        -0.07
            Other Products                     0.49       0.37             0.39          0.38         0.34         0.31             0.31        0.31         0.33                 0.02         0.00
            Total                              4.79       4.37             4.11          4.60         4.79         4.03             4.32        3.84         3.92                 0.08        -0.15
            Germany
            LPG                                0.09       0.09             0.09          0.09         0.10         0.10             0.11        0.09         0.10                 0.01         0.00
            Naphtha                            0.38       0.37             0.38          0.38         0.43         0.37             0.35        0.36         0.41                 0.04         0.05
            Motor Gasoline                     0.48       0.47             0.49          0.47         0.42         0.48             0.48        0.48         0.48                -0.01        -0.03
            Jet/Kerosene                       0.19       0.19             0.20          0.19         0.17         0.19             0.15        0.20         0.21                 0.01         0.02
            Diesel                             0.65       0.64             0.69          0.66         0.60         0.68             0.69        0.66         0.70                 0.05         0.05
            Other Gasoil                       0.48       0.41             0.29          0.36         0.46         0.33             0.26        0.35         0.37                 0.02         0.09
            Residual Fuel Oil                  0.16       0.15             0.14          0.14         0.14         0.13             0.13        0.13         0.13                 0.01        -0.01
            Other Products                     0.14       0.11             0.13          0.11         0.05         0.11             0.11        0.09         0.12                 0.03        -0.01
            Total                              2.57       2.44             2.41          2.39         2.38         2.39             2.28        2.36         2.52                 0.16         0.16
            Italy
            LPG                                0.10       0.10             0.08          0.12         0.14         0.10             0.10        0.09         0.10                 0.01         0.03
            Naphtha                            0.10       0.09             0.09          0.09         0.11         0.12             0.12        0.12         0.12                 0.01         0.02
            Motor Gasoline                     0.26       0.25             0.26          0.24         0.22         0.24             0.24        0.23         0.25                 0.02        -0.02
            Jet/Kerosene                       0.09       0.09             0.11          0.09         0.09         0.11             0.09        0.11         0.11                 0.00         0.02
            Diesel                             0.51       0.49             0.50          0.50         0.47         0.50             0.51        0.49         0.52                 0.03         0.00
            Other Gasoil                       0.13       0.13             0.11          0.16         0.13         0.10             0.11        0.10         0.10                 0.01         0.00
            Residual Fuel Oil                  0.25       0.21             0.21          0.19         0.15         0.14             0.15        0.12         0.15                 0.03        -0.06
            Other Products                     0.19       0.16             0.19          0.14         0.13         0.16             0.16        0.15         0.18                 0.03         0.02
            Total                              1.63       1.53             1.55          1.54         1.45         1.47             1.48        1.41         1.54                 0.13         0.01
            France
            LPG                                0.13       0.09             0.06          0.09         0.14         0.09             0.10        0.08         0.09                 0.01         0.03
            Naphtha                            0.17       0.14             0.15          0.14         0.15         0.15             0.16        0.15         0.14                -0.02         0.00
            Motor Gasoline                     0.21       0.20             0.21          0.19         0.17         0.20             0.20        0.19         0.20                 0.02        -0.01
            Jet/Kerosene                       0.16       0.15             0.16          0.14         0.14         0.15             0.13        0.16         0.16                 0.00         0.01
            Diesel                             0.66       0.66             0.68          0.68         0.64         0.69             0.71        0.65         0.72                 0.07         0.02
            Other Gasoil                       0.33       0.31             0.24          0.33         0.35         0.21             0.25        0.19         0.20                 0.00        -0.04
            Residual Fuel Oil                  0.10       0.10             0.09          0.10         0.11         0.09             0.09        0.08         0.09                 0.01         0.01
            Other Products                     0.19       0.18             0.18          0.15         0.16         0.19             0.18        0.18         0.22                 0.04        -0.01
            Total                              1.95       1.83             1.77          1.82         1.85         1.77             1.83        1.68         1.82                 0.14         0.00
            United Kingdom
            LPG                                0.17       0.16             0.14          0.14         0.13         0.15             0.17        0.15         0.14                -0.02        -0.05
            Naphtha                            0.02       0.02             0.02          0.03         0.03         0.02             0.03        0.03         0.01                -0.02        -0.01
            Motor Gasoline                     0.39       0.37             0.37          0.35         0.35         0.36             0.36        0.35         0.35                 0.00        -0.02
            Jet/Kerosene                       0.34       0.34             0.34          0.34         0.35         0.30             0.29        0.31         0.31                -0.01        -0.01
            Diesel                             0.44       0.45             0.45          0.44         0.47         0.46             0.44        0.46         0.48                 0.01         0.02
            Other Gasoil                       0.14       0.10             0.11          0.09         0.11         0.10             0.11        0.09         0.11                 0.02         0.00
            Residual Fuel Oil                  0.09       0.07             0.07          0.07         0.06         0.06             0.08        0.05         0.04                -0.01        -0.04
            Other Products                     0.15       0.16             0.16          0.15         0.14         0.16             0.16        0.16         0.17                 0.01         0.01
            Total                              1.73       1.67             1.66          1.61         1.65         1.62             1.64        1.61         1.59                -0.02        -0.10
            Canada
            LPG                                0.34       0.34             0.33          0.34         0.35         0.34             0.34        0.32         0.35                 0.02        -0.01
            Naphtha                            0.08       0.05             0.05          0.05         0.08         0.08             0.09        0.07         0.09                 0.02         0.03
            Motor Gasoline                     0.72       0.73             0.76          0.72         0.71         0.75             0.78        0.75         0.72                -0.04        -0.03
            Jet/Kerosene                       0.12       0.12             0.12          0.10         0.11         0.11             0.11        0.10         0.13                 0.03         0.00
            Diesel                             0.23       0.23             0.23          0.23         0.23         0.22             0.21        0.22         0.23                 0.01        -0.01
            Other Gasoil                       0.33       0.28             0.26          0.31         0.32         0.31             0.31        0.34         0.29                -0.05         0.06
            Residual Fuel Oil                  0.11       0.09             0.09          0.09         0.11         0.11             0.11        0.12         0.11                -0.01         0.03
            Other Products                     0.32       0.30             0.32          0.32         0.30         0.29             0.30        0.30         0.28                -0.02        -0.02
            Total                              2.24       2.15             2.16          2.17         2.20         2.22             2.25        2.22         2.19                -0.03         0.05
            1 Demand, measured as deliveries from refineries and primary stocks, comprises inland deliveries, international bunkers and refinery fuel. It includes crude for direct burning, oil from
              non-conventional sources and other sources of supply. Jet/kerosene comprises jet kerosene and non-aviation kerosene. Gasoil comprises diesel, light heating oil and other gasoils.
            2 Latest official OECD submissions (MOS).
            3 US figures exclude US territories.




52                                                                                                                                                                                       10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                                                          T ABLES  




 
                                                                                                      Table 3
Table 3 - World Oil Production                                                      WORLD OIL PRODUCTION
                                                                                                  (million barrels per day)

                                                                   2009        2010       2011             1Q10        2Q10      3Q10       4Q10        1Q11           Jun 10       Jul 10     Aug 10

                  OPEC
                  Crude Oil
                   Saudi Arabia                                     7.92                                    7.95        7.96                                             7.98        8.01        8.01
                   Iran                                             3.74                                    3.71        3.75                                             3.75        3.68        3.70
                   Iraq                                             2.43                                    2.39        2.35                                             2.35        2.38        2.32
                   UAE                                              2.27                                    2.28        2.30                                             2.29        2.36        2.32
                   Kuwait                                           2.01                                    2.03        2.03                                             2.04        2.03        2.03
                   Neutral Zone                                     0.54                                    0.51        0.54                                             0.54        0.54        0.54
                   Qatar                                            0.80                                    0.80        0.79                                             0.78        0.80        0.79
                   Angola                                           1.77                                    1.92        1.81                                             1.78        1.74        1.79
                   Nigeria                                          1.82                                    2.00        1.96                                             1.98        2.16        2.14
                   Libya                                            1.55                                    1.53        1.56                                             1.58        1.56        1.56
                   Algeria                                          1.25                                    1.25        1.24                                             1.25        1.26        1.26
                   Ecuador                                          0.47                                    0.47        0.46                                             0.45        0.46        0.46
                   Venezuela                                        2.15                                    2.23        2.24                                             2.23        2.23        2.23
                  Total Crude Oil6                                 28.71                                  29.06       28.99                                             29.00       29.21      29.15
                  Total NGLs1,6                                     4.65        5.15       5.79            5.00        5.02       5.23       5.36        5.70            5.02        5.23       5.23
                                 6
                  Total OPEC                                       33.36                                  34.06       34.01                                             34.02       34.45      34.38
                  OPEC: Historical Composition6                    33.36                                  34.06       34.01                                             34.02       34.45      34.38
                                 2
                  NON-OPEC
                  OECD
                  North America                                    13.62      13.78      13.63            13.93       14.06     13.58       13.58      13.80            14.03       13.91      13.83
                   United States5                                   7.44       7.55       7.53             7.67        7.75      7.50        7.30       7.59             7.72        7.77       7.79
                   Mexico                                           2.97       2.94       2.78             2.99        2.96      2.92        2.90       2.85             2.93        2.95       2.95
                   Canada                                           3.22       3.29       3.32             3.27        3.35      3.16        3.38       3.36             3.39        3.20       3.09
                  Europe                                            4.52       4.28       4.05             4.52        4.18      4.11        4.31       4.27             3.76        4.19       4.04
                   UK                                               1.47       1.42       1.32             1.52        1.40      1.35        1.42       1.41             1.21        1.39       1.27
                   Norway                                           2.39       2.22       2.12             2.35        2.14      2.11        2.26       2.22             1.92        2.17       2.13
                   Others                                           0.67       0.64       0.61             0.65        0.63      0.64        0.63       0.63             0.63        0.63       0.64
                  Pacific                                           0.65       0.65       0.68             0.63        0.62      0.67        0.68       0.67             0.63        0.67       0.67
                   Australia                                        0.55       0.55       0.59             0.53        0.52      0.57        0.59       0.58             0.53        0.57       0.58
                   Others                                           0.10       0.10       0.09             0.10        0.10      0.10        0.10       0.09             0.10        0.10       0.10
                  Total OECD                                       18.80      18.71      18.36            19.08       18.86     18.36       18.57      18.74            18.42       18.77      18.54

                  NON-OECD
                  Former USSR                                      13.28      13.62      13.79            13.48       13.54     13.61       13.85      13.84            13.59       13.65      13.61
                   Russia                                          10.21      10.45      10.51            10.40       10.43     10.44       10.54      10.52            10.46       10.46      10.36
                   Others                                           3.07       3.17       3.28             3.09        3.11      3.17        3.31       3.33             3.13        3.19       3.25
                  Asia                                              7.46        7.70       7.66             7.67        7.72      7.70       7.71        7.73            7.81        7.66        7.71
                   China                                            3.87        4.08       4.04             4.04        4.10      4.09       4.08        4.08            4.17        4.04        4.12
                   Malaysia                                         0.74        0.71       0.67             0.74        0.72      0.67       0.70        0.69            0.70        0.68        0.63
                   India                                            0.80        0.85       0.88             0.83        0.84      0.88       0.87        0.87            0.85        0.88        0.88
                   Indonesia                                        0.98        0.99       0.96             0.99        1.00      0.98       0.99        0.98            0.99        0.98        0.99
                   Others                                           1.07        1.07       1.11             1.07        1.07      1.08       1.08        1.11            1.09        1.08        1.09
                  Europe                                            0.14        0.14       0.14             0.14        0.14      0.14       0.14        0.14            0.14        0.14        0.14
                  Latin America                                     3.88        4.11       4.43             4.02        4.09      4.12       4.22        4.32            4.08        4.10        4.12
                   Brazil5                                          2.03        2.16       2.39             2.09        2.15      2.16       2.24        2.31            2.13        2.16        2.15
                   Argentina                                        0.72        0.71       0.69             0.71        0.71      0.71       0.71        0.70            0.71        0.70        0.71
                   Colombia                                         0.67        0.79       0.91             0.76        0.78      0.80       0.83        0.86            0.79        0.79        0.80
                   Others                                           0.45        0.45       0.44             0.46        0.45      0.45       0.45        0.45            0.45        0.45        0.45
                                 3
                  Middle East                                       1.68        1.70       1.72             1.70        1.69      1.71       1.71        1.74            1.68        1.71        1.71
                   Oman                                             0.81        0.87       0.93             0.86        0.86      0.88       0.89        0.92            0.84        0.88        0.88
                   Syria                                            0.38        0.37       0.35             0.37        0.37      0.37       0.36        0.36            0.37        0.37        0.37
                   Yemen                                            0.29        0.28       0.27             0.28        0.28      0.28       0.27        0.27            0.28        0.28        0.28
                   Others                                           0.19        0.19       0.18             0.19        0.19      0.19       0.19        0.19            0.19        0.19        0.19
                  Africa                                            2.61        2.58       2.62             2.61        2.58      2.58       2.57        2.59            2.59        2.58        2.58
                   Egypt                                            0.75        0.74       0.73             0.74        0.74      0.74       0.74        0.74            0.74        0.74        0.74
                   Gabon                                            0.24        0.24       0.25             0.25        0.23      0.25       0.25        0.25            0.25        0.25        0.25
                   Others                                           1.62        1.60       1.64             1.62        1.60      1.59       1.58        1.61            1.60        1.59        1.59
                  Total Non-OECD                                   29.04      29.86      30.36            29.62       29.76     29.86       30.20      30.36            29.88       29.84      29.87
                  Processing Gains4                                 2.29        2.20       2.23             2.20        2.20      2.20       2.20        2.23            2.20        2.20        2.20
                  Global Biofuels5                                  1.57        1.81       1.99             1.76        1.82      1.81       1.83        1.96            1.83        1.81        1.81
                                            6
                  TOTAL NON-OPEC                                   51.69      52.58      52.94            52.66       52.64     52.23       52.80      53.29            52.33       52.62      52.43
                  Non-OPEC: Historical Composition6                51.69      52.58      52.94            52.66       52.64     52.23       52.80      53.29            52.33       52.62      52.43
                  TOTAL SUPPLY                                     85.06                                  86.72       86.65                                             86.35       87.07      86.81
                  1 Includes condensates reported by OPEC countries, oil from non-conventional sources, e.g. Venezuelan Orimulsion (but not Orinoco extra-heavy oil),
                    and non-oil inputs to Saudi Arabian MTBE. Orimulsion production reportedly ceased from January 2007.
                  2 Comprises crude oil, condensates, NGLs and oil from non-conventional sources
                  3 Includes small amounts of production from Israel, Jordan and Bahrain.
                  4 Net volumetric gains and losses in refining (excludes net gain/loss in China and non-OECD Europe) and marine transportation losses.
                  5 As of the July 2010 OMR, Global Biofuels comprise all world biofuel production including fuel ethanol from the US and Brazil.
                  6 Total OPEC comprises all countries which were OPEC members at 1 January 2009. OPEC Historical Composition comprises countries which were OPEC members at that point in time.
                    Total Non-OPEC excludes all countries that were OPEC members at 1 January 2009. Non-OPEC Historical Composition excludes countries that were OPEC members at that point in time.




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                                                        53 
T ABLES                                                                                                                                    I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




                                                                                                            Table 4
Table 4 - OECD Industry Stocks and Quarterly Stock Changes/OECD Government-
                 OECD INDUSTRY STOCKS1 AND QUARTERLY STOCK CHANGES
Controlled Stocks and Quarterly Stock Changes
                                                                                             2                                                        2
                                                  RECENT MONTHLY STOCKS                                           PRIOR YEARS' STOCKS                                    STOCK CHANGES
                                                              in Million Barrels                                           in Million Barrels                                     in mb/d
                                      Mar2010        Apr2010       May2010       Jun2010         Jul2010*         Jul2007       Jul2008        Jul2009         3Q2009      4Q2009     1Q2010   2Q2010


            North America
            Crude                      502.9         504.7          500.5         511.4           509.3           469.8          435.3         491.4             -0.19       -0.09      0.36     0.09
            Motor Gasoline             258.7         252.8          247.3         245.2           249.1           233.2          234.5         241.2             -0.01        0.11      0.06    -0.15
            Middle Distillate          216.6         216.7          222.3         231.0           242.4           203.7          201.9         243.6              0.14       -0.12     -0.26     0.16
            Residual Fuel Oil           48.6          51.8           53.5          50.8            48.5            48.9           43.6          42.6             -0.01        0.01      0.05     0.02
                            3
            Total Products             673.4         683.5          697.8         712.2           738.7           675.4          660.0         737.9              0.17       -0.54     -0.25     0.43
                    4
            Total                    1317.8         1338.4        1353.4        1378.4           1401.2          1300.3        1252.0        1393.4               0.02       -0.88      0.10     0.67

            Europe
            Crude                      330.6         356.2          358.6         342.0           340.4           338.7          344.4         338.9             -0.14        0.03     -0.02     0.13
            Motor Gasoline             102.9          95.4           94.3          95.1            92.6            97.2           99.6          91.5              0.03        0.05      0.02    -0.09
            Middle Distillate          282.2         279.2          286.3         286.3           286.2           251.9          260.9         288.6              0.09       -0.03     -0.05     0.05
            Residual Fuel Oil           73.7          75.3           74.3          77.0            75.8            70.6           80.8          66.6             -0.05        0.03      0.02     0.04
                            3
            Total Products             568.0         562.7          568.8         569.1           565.1           524.4          553.3         553.8              0.13        0.04     -0.06     0.01
                    4
            Total                      972.8         991.6          999.8         982.6           976.8           937.1          973.6         963.6             -0.01        0.04      0.00     0.11

            Pacific
            Crude                      164.9         175.8          166.5         166.3           169.4           178.9          170.3         170.5             -0.05       -0.06      0.05     0.02
            Motor Gasoline              25.1          26.8           27.4          26.2            23.4            22.6           22.9          23.8             -0.01       -0.02      0.02     0.01
            Middle Distillate           57.9          54.7           60.1          57.9            58.8            75.2           66.0          67.4              0.11       -0.11     -0.05     0.00
            Residual Fuel Oil           20.3          20.5           21.2          20.9            19.9            24.4           22.1          19.3              0.03       -0.03      0.02     0.01
            Total Products3            158.0         156.0          166.6         168.2           167.0           192.1          178.7         170.3              0.22       -0.26     -0.03     0.11

            Total4                     386.0         397.3          403.8         405.3           407.2           443.7          423.7         406.9              0.20       -0.39      0.03     0.21

            Total OECD
            Crude                     998.3         1036.7        1025.6        1019.7           1019.1           987.4         949.9        1000.8              -0.38       -0.12      0.39     0.23
            Motor Gasoline            386.7          375.0         369.0         366.4            365.1           353.0         357.0         356.5               0.01        0.14      0.11    -0.22
            Middle Distillate         556.7          550.5         568.6         575.2            587.4           530.9         528.8         599.5               0.34       -0.26     -0.36     0.20
            Residual Fuel Oil         142.6          147.6         149.1         148.7            144.2           143.9         146.5         128.5              -0.04        0.00      0.09     0.07
                            3
            Total Products           1399.4         1402.2        1433.2        1449.5           1470.8          1391.8        1392.0        1462.0               0.52       -0.76     -0.34     0.55
                    4
            Total                    2676.6         2727.3        2757.0        2766.2           2785.2          2681.1        2649.3        2763.9               0.21       -1.24      0.13     0.98



                        OECD GOVERNMENT-CONTROLLED STOCKS5 AND QUARTERLY STOCK CHANGES
                                                                                             2                                                        2
                                                  RECENT MONTHLY STOCKS                                           PRIOR YEARS' STOCKS                                    STOCK CHANGES
                                                              in Million Barrels                                           in Million Barrels                                     in mb/d
                                      Mar2010        Apr2010       May2010       Jun2010         Jul2010*         Jul2007       Jul2008        Jul2009         3Q2009      4Q2009     1Q2010   2Q2010

            North America
            Crude                       726.6         726.6          726.6         726.6          726.6            690.3          707.2         724.1             0.01        0.02      0.00     0.00
            Products                      2.0           2.0            2.0           2.0            2.0              2.0            2.0           2.0             0.00        0.00      0.00     0.00

            Europe
            Crude                       187.8         184.4          185.2         185.4          185.4            177.0          180.0         185.6             0.00       -0.02      0.04    -0.03
            Products                    240.3         237.7          237.1         237.2          237.2            245.2          231.7         239.5             0.03       -0.01     -0.01    -0.03

            Pacific
            Crude                       388.8         390.0          390.2         390.9          390.9            385.0          384.2         388.5            -0.01        0.01      0.00     0.02
            Products                     20.0          20.0           20.0          20.0           20.0             16.8           18.9          19.2             0.00        0.01      0.00     0.00

            Total OECD
            Crude                     1303.2         1301.0        1302.0        1302.9          1302.9          1252.2         1271.5        1298.1              0.00        0.00      0.04     0.00
            Products                   262.3          259.7         259.1         259.2           259.2           264.0          252.5         260.7              0.03        0.00     -0.01    -0.03
                    4
            Total                     1566.7         1562.1        1562.5        1563.5          1563.5          1517.2         1525.0        1560.6              0.03        0.00      0.03    -0.04
            * estimated
            1 Stocks are primary national territory stocks on land (excluding utility stocks and including pipeline and entrepot stocks where known) and include stocks held by
               industry to meet IEA, EU and national emergency reserve commitments and are subject to government control in emergencies.
            2 Closing stock levels.
            3 Total products includes gasoline, middle distillates, fuel oil and other products.
            4 Total includes NGLs, refinery feedstocks, additives/oxygenates and other hydrocarbons.
            5 Includes government-owned stocks and stock holding organisation stocks held for emergency purposes.




54                                                                                                                                                                                          10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                                                                              T ABLES  




                                                                                               Table 5
                                       Countries/Total OECD
Table 5 - Total Stocks on Land in OECDLAND IN OECD COUNTRIES1 Stocks
                       TOTAL STOCKS ON
                                                                                      ('millions of barrels' and 'days')
                                                                                                                                                                                                       3
                                                        End June 2009 End September 2009                      End December 2009                  End March 2010                  End June 2010
                                                     Stock       Days Fwd2             Stock Days Fwd                 Stock Days Fwd               Stock Days Fwd                Stock Days Fwd
                                                     Level        Demand               Level Demand                   Level Demand                 Level Demand                  Level Demand

         North America
         Canada                                        197.9              92         194.5               90         192.6            87          191.4             86          189.8               -
         Mexico                                         48.1              23          50.4               23          44.7            21           51.5             24           54.4               -
         United States4                               1846.4              99        1850.3               98        1778.4            95         1781.4             94         1840.7               -
                 4
         Total                                        2114.6              91        2117.3               90        2037.7            87         2046.4             86         2106.9             89
         Pacific
         Australia                                       40.5             43           44.9              46           40.3          43            41.5            43            42.8               -
         Japan                                          611.2            149          607.3             132          588.8         123           581.5           144           597.1               -
         Korea                                          149.1             73          167.0              74          155.0          67           163.6            75           167.3               -
         New Zealand                                      8.5             55            7.5              48            8.1          51             8.3            57             8.9               -
         Total                                          809.3            112          826.8             103          792.2           97          794.9           109           816.1           113
                     5
         Europe
         Austria                                         19.8             72           20.8              78           21.2          81            22.8            82            23.2               -
         Belgium                                         33.6             56           34.2              52           34.4          53            35.3            69            37.8               -
         Czech Republic                                  22.0             99           21.8             104           21.5         124            21.7           106            20.4               -
         Denmark                                         26.4            161           25.0             153           25.5         154            27.2           171            28.1               -
         Finland                                         26.6            131           29.3             143           33.1         151            32.5           171            28.5               -
         France                                         172.9             98          174.0              96          174.9          94           171.8            97           170.1               -
         Germany                                        280.2            116          276.7             116          284.1         120           287.7           120           281.0               -
         Greece                                          35.9             95           35.5              90           35.1          85            35.6           104            33.9               -
         Hungary                                         15.1             94           14.4              89           14.3         115            16.8           115            17.0               -
         Ireland                                         11.7             76           12.4              71           11.4          66            12.7            74            12.9               -
         Italy                                          129.1             83          129.0              84          125.6          87           129.2            88           132.5               -
         Luxembourg                                       0.8             16            0.8              15            0.8          14             0.8            13             0.7               -
         Netherlands                                    138.4            137          138.1             137          135.7         135           131.0           123           138.7               -
         Norway                                          23.6            114           24.7             128           21.9         112            21.1            93            22.1               -
         Poland                                          63.1            109           64.8             116           64.0         126            63.3           117            64.6               -
         Portugal                                        24.8             92           24.5              92           26.2          99            23.4            85            24.9               -
         Slovak Republic                                  8.4             99            8.3             103            8.3         109             9.5           122             9.3               -
         Spain                                          135.6             93          135.0              94          132.6          91           132.0            93           134.1               -
         Sweden                                          39.5            117           38.5             117           39.5         110            39.3           109            35.4               -
         Switzerland                                     38.0            153           38.2             137           37.0         155            37.8           158            38.1               -
         Turkey                                          58.8             93           57.8             111           57.6         119            58.1            96            58.4               -
         United Kingdom                                  91.7             55           94.2              59           94.4          57            92.4            57            95.2               -
         Total                                        1396.1              97        1398.3               98        1399.0            99         1402.0             99         1406.6             97
         Total OECD                                   4319.9              96        4342.4               95        4228.8           92          4243.3            94          4329.7             95
                                            6
         DAYS OF IEA Net Imports                           -             133             -              133             -          144               -           145               -           147
         1 Total Stocks are industry and government-controlled stocks (see breakdown in table below). Stocks are primary national territory stocks on land (excluding utility stocks
           and including pipeline and entrepot stocks where known) they include stocks held by industry to meet IEA, EU and national emergency reserves commitments and are
           subject to government control in emergencies.
         2 Note that days of forward demand represent the stock level divided by the forward quarter average daily demand and is very different from the days of net
           imports used for the calculation of IEA Emergency Reserves.
         3 End June 2010 forward demand figures are IEA Secretariat forecasts.
         4 US figures exclude US territories. Total includes US territories.
         5 Data not available for Iceland.
         6 Reflects stock levels and prior calendar year's net imports adjusted according to IEA emergency reserve definitions (see www.iea.org/netimports.asp). Net exporting IEA countries are excluded




                                                                                TOTAL OECD STOCKS
                                                                                                    1                                                                           1
         CLOSING STOCKS                                          Total             Government                 Industry                        Total           Government       Industry
                                                                                      controlled                                                                controlled
                                                                                                                                                                             2
                                                                                  Millions of Barrels                                                    Days of Fwd. Demand

         2Q2007                                                  4168                  1506                   2661                              85                      31              54
         3Q2007                                                  4166                  1520                   2646                              83                      30              53
         4Q2007                                                  4096                  1524                   2572                              84                      31              53
         1Q2008                                                  4101                  1529                   2572                              87                      32              54
         2Q2008                                                  4128                  1526                   2602                              89                      33              56
         3Q2008                                                  4186                  1522                   2664                              89                      32              56
         4Q2008                                                  4223                  1527                   2697                              91                      33              58
         1Q2009                                                  4298                  1547                   2751                              97                      35              62
         2Q2009                                                  4320                  1561                   2759                              96                      35              61
         3Q2009                                                  4342                  1564                   2778                              95                      34              61
         4Q2009                                                  4229                  1564                   2665                              92                      34              58
         1Q2010                                                  4243                  1567                   2677                              94                      35              59
         2Q2010                                                  4330                  1563                   2766                              95                      34              61
         1 Includes government-owned stocks and stock holding organisation stocks held for emergency purposes.
         2 Days of forward demand calculated using actual demand except in 2Q2010 (when latest forecasts are used).




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                                                                            55 
T ABLES                                                                                                                    I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT  




 
                                                                                          Table 6
Table 6 - IEA Member Country Destinations of Selected Crude Streams
                           IEA MEMBER COUNTRY DESTINATIONS OF SELECTED CRUDE STREAMS1
                                                                                     (million barrels per day)
                                                                                                                                                                 Year Earlier
                                               2007 2008 2009                   3Q09 4Q09 1Q10 2Q10                       Apr 10 May 10 Jun 10                  Jun 09     change

            Saudi Light & Extra Light
              North America                     0.73    0.70     0.52            0.44      0.54     0.71      0.69            0.84      0.59       0.64            0.45             0.20
              Europe                            0.70    0.70     0.59            0.57      0.61     0.55      0.64            0.71      0.58       0.63            0.54             0.09
              Pacific                           1.19    1.22     1.28            1.23      1.32     1.25      1.17            1.31      1.12       1.08            1.18            -0.09

            Saudi Medium
              North America                     0.56    0.64     0.40            0.41      0.34     0.38      0.36            0.37      0.35       0.36            0.48            -0.12
              Europe                            0.05    0.05     0.02            0.01      0.02        -      0.00            0.00         -          -            0.02                -
              Pacific                           0.34    0.39     0.34            0.35      0.33     0.33      0.37            0.36      0.34       0.40            0.35             0.05

            Saudi Heavy
              North America                     0.09    0.07     0.03            0.02      0.03     0.02      0.02            0.02      0.02       0.02            0.02            0.00
              Europe                            0.11    0.09     0.02            0.01      0.01     0.00      0.00            0.00         -          -            0.04               -
              Pacific                           0.20    0.24     0.15            0.12      0.12     0.23      0.19            0.21      0.16       0.19            0.16            0.04
                                   2
            Iraqi Basrah Light
               North America                    0.50    0.60     0.40            0.45      0.40     0.42      0.43            0.34      0.40       0.54            0.34             0.20
               Europe                           0.30    0.21     0.12            0.19      0.06     0.06      0.09            0.04      0.07       0.15            0.16             0.00
               Pacific                          0.17    0.15     0.24            0.24      0.27     0.35      0.19            0.20      0.19       0.17            0.22            -0.05

            Iraqi Kirkuk
               North America                       -    0.08     0.06            0.11      0.04     0.01      0.03            0.03      0.07          -            0.03                -
               Europe                           0.11    0.23     0.31            0.34      0.29     0.33      0.27            0.28      0.24       0.29            0.34            -0.04
               Pacific                             -       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -

            Iranian Light
               North America                       -       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -               -
               Europe                           0.27    0.23     0.15            0.13      0.16     0.20      0.24            0.28      0.18       0.27            0.19            0.08
               Pacific                          0.09    0.08     0.07            0.06      0.06     0.06      0.07            0.07      0.07       0.06            0.02            0.04
                             3
            Iranian Heavy
               North America                       -       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -
               Europe                           0.56    0.49     0.40            0.48      0.37     0.35      0.47            0.38      0.41       0.63            0.44             0.18
               Pacific                          0.64    0.61     0.57            0.57      0.56     0.61      0.44            0.43      0.44       0.45            0.50            -0.05

            Venezuelan Light & Medium
              North America          0.76               0.62     0.39            0.33      0.09     0.11      0.21               -      0.35       0.27            0.68            -0.40
              Europe                 0.08               0.06     0.07            0.04      0.02     0.01      0.02            0.01      0.03       0.01            0.10            -0.09
              Pacific                0.01                  -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -

            Venezuelan 22 API and heavier
              North America           0.68              0.65     0.75            0.87      0.75     0.89      0.83            0.86      0.89       0.73            0.70             0.03
              Europe                  0.07              0.07     0.07            0.06      0.08     0.07      0.06            0.07      0.08       0.04            0.05            -0.01
              Pacific                     -                -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -

            Mexican Maya
             North America                      1.22    1.02     0.93            0.87      0.82     0.82      0.96            0.98      1.03       0.87            0.91            -0.04
             Europe                             0.14    0.14     0.10            0.09      0.12     0.12      0.11            0.11      0.12       0.11            0.12            -0.01
             Pacific                               -       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -

            Mexican Isthmus
             North America                      0.01    0.01     0.01            0.01      0.00     0.03      0.02            0.01      0.05       0.01                 -              -
             Europe                             0.02    0.01     0.01            0.02         -        -      0.02            0.03      0.02       0.01                 -              -
             Pacific                               -       -        -               -         -        -         -               -         -          -                 -              -

            Russian Urals
             North America                      0.06    0.05     0.15            0.17      0.06     0.08      0.13            0.14      0.11       0.15            0.21            -0.07
             Europe                             1.86    1.81     1.72            1.76      1.80     1.76      1.86            1.99      1.77       1.83            1.65             0.17
             Pacific                            0.00       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -
                              4
            Nigerian Light
              North America                     0.88    0.68     0.54            0.63      0.67     0.55      0.64            0.60      0.60       0.74            0.58             0.16
              Europe                            0.24    0.29     0.32            0.30      0.34     0.26      0.29            0.34      0.28       0.26            0.36            -0.10
              Pacific                           0.01       -     0.00               -      0.01        -         -               -         -          -            0.04                -

            Nigerian Medium
              North America                     0.23    0.27     0.21            0.19      0.21     0.24      0.29            0.33      0.26       0.29            0.36            -0.08
              Europe                            0.07    0.14     0.13            0.12      0.15     0.07      0.09            0.06      0.10       0.10            0.16            -0.05
              Pacific                           0.01       -        -               -         -        -         -               -         -          -               -                -

              1 Data based on monthly submissions from IEA countries to the crude oil import register (in '000 bbl), subject to availability. May differ from Table 8 of the Report.
                IEA North America includes United States and Canada.
                IEA Europe includes all countries in OECD Europe except Hungary. The Slovak Republic and Poland is excluded through December 2007 but included thereafter.
                IEA Pacific data includes Australia, New Zealand, Korea and Japan.
              2 Iraqi Total minus Kirkuk.
              3 Iranian Total minus Iranian Light.
              4 33° API and lighter (e.g., Bonny Light, Escravos, Qua Iboe and Oso Condensate).




56                                                                                                                                                                          10   S EPTEMBER  2010 
I NTERNATIONAL  E NERGY  A GENCY   ‐    O IL  M ARKET  R EPORT                                                                                             T ABLES  




 
Table 7 - Regional OECD Imports                                                        Table 7
                                                                    REGIONAL OECD IMPORTS1,2
                                                                                (thousand barrels per day)

                                                                                                                                             Year Earlier
                                         2007     2008      2009           3Q09       4Q09       1Q10        2Q10   Apr-10 May-10 Jun-10    Jun-09 % change

      Crude Oil
        North America                   8214 8046   7327                   7316       6717       7057       7897     7996    7562    8146    6988   17%
        Europe                          9691 9776   8910                   8850       8676       8565       9208     9230    8570    9846    9393    5%
        Pacific                         6718 6605   6081                   5960       6104       6468       5892     6463    5656    5564    6041   -8%
      Total OECD                       24622 24427 22318                  22126      21498      22089      22997    23689   21788   23555   22895    3%

      LPG
        North America                      28        31        13              9          5         12          7       8       3     10        0     -
        Europe                            278       268       249            232        261        286        268     311     264    231      282   -18%
        Pacific                           557       589       529            566        529        534        600     529     587    684      575    19%
      Total OECD                          863       887       792            806        795        832        875     847     855    925      858    8%

      Naphtha
        North America                      40       56        22             18          12         23         28      28      19      36      14   165%
        Europe                            283      298       312            294         388        444        393     478     325     379     309    23%
        Pacific                           794      776       841            907         896        953        899     877     940     877     806    9%
      Total OECD                         1116     1130      1176           1219        1296       1421       1320    1384    1285    1291    1128    14%

                3
      Gasoline
        North America                    1128     1077       878            843         785        697        834     797     846     858     990   -13%
        Europe                            179      215       193            231          62        163        196     215     217     156     286   -46%
        Pacific                            73       90        97             97          98         70         73      81      82      56      70   -20%
      Total OECD                         1380     1382      1167           1172         946        930       1103    1093    1145    1070    1347   -21%

      Jet & Kerosene
        North America                     183        64        61             67         55         69         61      56      63     63       41    54%
        Europe                            373       401       451            439        444        438        356     357     356    355      489   -28%
        Pacific                            43        34        53             37         48         46         37      49      34     27       42   -36%
      Total OECD                          599       500       566            542        547        553        453     462     453    445      573   -22%

      Gasoil/Diesel
        North America                     132       74        56              36         44        114         43      40      30     58       36    63%
        Europe                            783      871      1033             891       1038       1132        884     967     911    773      865   -11%
        Pacific                            91      119        88              73        115         88        122     103     132    132       83    58%
      Total OECD                         1005     1064      1177             999       1197       1333       1049    1110    1074    963      983    -2%

      Heavy Fuel Oil
        North America                     323       288       270            205        226        277        293     362    316     201      315   -36%
        Europe                            436       458       534            550        544        564        545     580    512     545      553    -1%
        Pacific                            95       125       113            103         79        136        118     102    148     102      110    -7%
      Total OECD                          854       871       918            858        848        978        956    1044    976     848      978   -13%

      Other Products
        North America                    1050     1078       870            896         756        676        780     824     810     704     871   -19%
        Europe                            771      734       718            763         696        626        603     531     645     631     726   -13%
        Pacific                           254      298       323            337         353        329        276     281     221     327     278    18%
      Total OECD                         2074     2110      1912           1996        1805       1631       1658    1635    1676    1663    1875   -11%

      Total Products
        North America                    2883     2667      2171           2073        1882       1868       2045    2115    2088    1931    2267   -15%
        Europe                           3102     3245      3491           3400        3432       3654       3246    3439    3230    3069    3510   -13%
        Pacific                          1906     2032      2045           2119        2119       2156       2124    2021    2145    2206    1965    12%
      Total OECD                         7891     7944      7707           7593        7433       7678       7415    7575    7463    7206    7743    -7%

      Total Oil
        North America                  11097 10713  9497                   9390       8600       8924       9942    10110    9650   10076    9729     4%
        Europe                         12793 13022 12401                  12250      12109      12219      12454    12669   11800   12915   12902    0%
        Pacific                         8623 8637   8126                   8079       8223       8624       8016     8485    7802    7769    8007    -3%
      Total OECD                       32513 32371 30024                  29719      28931      29768      30413    31264   29251   30761   30638     0%
        1 Based on Monthly Oil Questionnaire data submitted by OECD countries in tonnes and converted to barrels.
        2 Excludes intra-regional trade.
        3 Includes additives.




10   S EPTEMBER  2010                                                                                                                                           57 
© OECD/IEA 2010. All Rights Reserved
The International Energy Agency (IEA) makes every attempt to ensure, but does 
not guarantee, the accuracy and completeness of the information or the clarity 
of  content  of  the  Oil  Market  Report  (hereafter  the OMR).    The  IEA  shall  not  be 
liable to any party for any inaccuracy, error or omission contained or provided in 
this OMR or for any loss, or damage, whether or not due to reliance placed by 
that party on information in this OMR. 

The  Executive  Director  and  Secretariat  of  the  IEA  are  responsible  for  the 
publication  of  the  OMR.    Although  some  of  the  data  are  supplied  by  IEA 
Member‐country governments, largely on the basis of information they in turn 
receive from oil companies, neither these governments nor these oil companies 
necessarily  share  the  Secretariat’s  views  or  conclusions  as  expressed  in  the 
OMR.  The OMR is prepared for general circulation and is distributed for general 
information  only.    Neither  the  information  nor  any  opinion  expressed  in  the 
OMR  constitutes  an  offer,  or  an  invitation  to  make  an  offer,  to  buy  or  sell  any 
securities or any options, futures or other derivatives related to such securities. 

This OMR is the copyright of the OECD/IEA and is subject to terms and conditions 
of  use.    These  terms  and  conditions  are  available  on  the  IEA  website  at 
http://www.iea.org/oilmar/licenceomr.html.    In  relation  to  the  Subscriber 
Edition  (as  defined  in  the  OMR's  online  terms  and  conditions),  the  spot  crude 
and product price assessments are based on daily Platts prices, converted when 
appropriate  to  US$  per  barrel  according  to  the  Platts  specification  of  products 
(© Platts  –  a  division  of  McGraw‐Hill  Inc.).    The  graphs  marked  ‘Source:    Platts’ 
are  also  based  on  Platts  data.    Any  reproduction  of  information  from  the  spot 
crude and product price tables, or of the graphs marked ‘Source:  Platts’ requires 
the prior permission of Platts. 
Editorial Enquiries
Editor                                                                                    David Fyfe
Head, Oil Industry and Markets Division                                       (+33) 0*1 40 57 65 90
                                                                                david.fyfe@iea.org
Demand                                                                             Eduardo Lopez
                                                                              (+33) 0*1 40 57 65 93
                                                                          eduardo.lopez@iea.org
                                                                                Michael Waldron
                                                                              (+33) 0*1 40 57 66 18
                                                                            michael.waldron@iea.org
OPEC Supply/Prices                                                                    Diane Munro
                                                                              (+33) 0*1 40 57 65 94
                                                                            diane.munro@iea.org
Non-OPEC Supply                                                                       Julius Walker
                                                                              (+33) 0*1 40 57 65 22
                                                                            julius.walker@iea.org
Refining                                                                               Toril Bosoni
                                                                              (+33) 0*1 40 57 67 18
                                                                              toril.bosoni@iea.org
OECD Stocks/Statistics                                                          Martina Repikova
                                                                              (+33) 0*1 40 57 67 16
                                                                      martina.repikova@iea.org
Statistics /Trade/Freight                                                         Andrew Wilson
                                                                              (+33) 0*1 40 57 66 78
                                                                          andrew.wilson@iea.org
Editorial Assistant                                                                        Esther Ha
                                                                              (+33) 0*1 40 57 65 96
                                                                                esther.ha@iea.org

Fax:                                                                          (+33) 0*1 40 57 65 99
                                                                                     * 0 - only within France

Media Enquiries
IEA Press Office                                                             (+33) 0* 1 40 57 65 54
                                                                           ieapressoffice@iea.org


  Subscription and Delivery Enquiries
  Oil Market Report Subscriptions
  International Energy Agency
  BP 586-75726 PARIS Cedex 15, France                                      (+33) 0* 1 40 57 67 72
       OMRSubscriptions@iea.org                                            (+33) 0* 1 40 57 66 90


User’s Guide and Glossary to the IEA Oil Market Report
For information on the data sources, definitions, technical terms and general approach used in preparing
the Oil Market Report (OMR), Medium-Term Oil and Gas Markets (MTOGM) and Annual Statistical Supplement
(current issue of the Statistical Supplement dated 11 August 2010), readers are referred to the Users’
Guide at www.oilmarketreport.org/glossary.asp. It should be noted that the spot crude and product
price assessments are based on daily Platts prices, converted when appropriate to US$ per barrel
according to the Platts specification of products (© 2010 Platts - a division of McGraw-Hill Inc.).

  The Oil Market Report is published under the   responsibility of the Executive Director and
  Secretariat of the International Energy Agency. Although some of the data are supplied by
  Member-country Governments, largely on the basis of information received from oil
  companies, neither governments nor companies necessarily share the Secretariat’s views
  or conclusions as expressed therein.                                    © OECD/IEA 2010




                Next Issue: 13 October 2010

				
DOCUMENT INFO
Shared By:
Stats:
views:141
posted:10/15/2010
language:English
pages:59
Sergio Fernandes Sergio Fernandes
About